AND SUBSIDIARIES

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN/ CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DESEMBER 2012 DAN 2011/ 31 DECEMBER 2012 AND 2011

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 1/1 Schedule LAPORAN POSISI KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) Catatan/ Notes ASET ASET LANCAR Kas dan setara kas Kas yang dibatasi penggunaannya Investasi jangka pendek Investasi jangka panjang bagian lancar Piutang usaha Pihak yang berelasi Pihak ketiga Piutang dari Pemerintah bagian lancar Piutang lain-lain Pihak yang berelasi Pihak ketiga Persediaan Pajak dibayar di muka - bagian lancar Biaya dibayar di muka dan uang muka Uang muka dividen

2011*

1 Januari/ January 2011* ASSETS CURRENT ASSETS Cash and cash equivalents

2e,6

4,295,373

3,199,325

2,336,689

2e,7 2f

172,788 66,223

128,009 169,835

325,837 189,070

2k,11

103,413

110,278

111,222

2d,2g,2h,41a 2g,2h,8

2,246,090 1,609,266

2,171,989 1,369,773

904,480 1,336,746

9

2,714,526

1,828,857

1,253,486

2d,2g,2h,41b 2g,2h 2i,10

291,930 677,771 8,961,211

20,159 396,661 7,778,112

316,683 672,654 6,514,638

2t,40a

405,314

306,909

273,994

2j 26

481,727 -

158,076 -

75,512 166,834

Restricted cash Short-term investments Long-term investments current portion Trade receivables Related parties Third parties Due from the Government - current portion Other receivables Related parties Third parties Inventories Prepaid taxes - current portion Prepayments and advances Dividend advances

22,025,632

17,637,983

14,477,845

Total Current Assets

896,683

77,021 926,682

233,165 748,286

Jumlah Aset Lancar ASET TIDAK LANCAR Piutang dari Pemerintah Aset pajak tangguhan Investasi jangka panjang dikurangi bagian lancar Aset tetap Aset minyak dan gas serta panas bumi Pajak dibayar di muka - dikurangi bagian lancar Aset lain-lain

2012

CONSOLIDATED STATEMENTS OF FINANCIAL POSITION AS AT 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated)

2k,11 2l,2m,2v,12 2m,2n,2p, 2v,13

650,493 7,972,593

625,280 7,730,143

645,083 7,249,072

7,391,494

5,371,993

4,499,468

2t,40a 2v,14

1,662,787 282,678

2,179,343 375,198

1,860,072 291,354

NON-CURRENT ASSETS Due from the Government Deferred tax assets Long-term investments net of current portion Fixed assets Oil & gas and geothermal properties Prepaid taxes net of current portion Other assets

Jumlah Aset Tidak Lancar

18,856,728

17,285,660

15,526,500

Total Non-Current Assets

JUMLAH ASET

40,882,360

34,923,643

30,004,345

TOTAL ASSETS

2g,9 2t,40e

`

* Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

Catatan atas laporan keuangan terlampir merupakan bagian yang tidak terpisahkan dari laporan keuangan konsolidasian ini.

As restated (refer to Note 4) *

The accompanying notes form an integral part of these consolidated financial statements.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 1/2 Schedule LAPORAN POSISI KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) Catatan/ Notes LIABILITAS LIABILITAS JANGKA PENDEK Pinjaman jangka pendek Utang usaha Pihak yang berelasi Pihak ketiga Utang kepada Pemerintah yang jatuh tempo dalam satu tahun Utang pajak Beban yang masih harus dibayar Liabilitas jangka panjang yang jatuh tempo dalam satu tahun Utang lain-lain Pihak yang berelasi Pihak ketiga Pendapatan tangguhan yang jatuh tempo dalam satu tahun

2011*

1 Januari/ January 2011*

15

3,843,002

2,923,096

2,141,950

2d,2o,41c 2o,16

148,027 4,597,349

142,956 3,989,163

129,145 3,489,621

17 2t,40b 18

2,166,793 533,877 1,569,283

2,468,155 686,999 1,373,527

2,057,342 708,246 1,024,478

2m,19

489,347

673,203

682,863

2d,2o,41d 2o

72,668 469,019

66,425 373,907

39,071 505,371

77,545

75,004

100,507

LIABILITIES SHORT-TERM LIABILITIES Short-term loans Trade payables Related parties Third parties Due to the Government current portion Taxes payable Accrued expenses Long-term liabilities - current portion Other payables Related parties Third parties Deferred revenue current portion

13,966,910

12,772,435

10,878,594

Total Short-Term Liabilities

Jumlah Liabilitas Jangka Pendek LIABILITAS JANGKA PANJANG Utang kepada Pemerintah setelah dikurangi bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun Liabilitas pajak tangguhan Liabilitas jangka panjang setelah dikurangi bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun Utang obligasi Penyisihan imbalan kerja karyawan Penyisihan untuk biaya pembongkaran dan restorasi Pendapatan tangguhan - setelah dikurangi bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun Utang jangka panjang lain-lain

2012

CONSOLIDATED STATEMENTS OF FINANCIAL POSITION AS AT 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated)

LONG-TERM LIABILITIES

196,002 1,163,410

209,369 954,611

2m,19 2f,20 2r,21b

1,383,916 3,937,935 3,485,719

1,741,604 1,465,711 3,557,649

2p,22

1,364,286

749,273

92,456 98,945

101,690 88,691

151,402 79,425

Deferred revenue - net of current portion Other non-current payables

Jumlah Liabilitas Jangka Panjang

11,722,669

8,868,598

7,358,000

Total Long-Term Liabilities

JUMLAH LIABILITAS

25,689,579

21,641,033

18,236,594

TOTAL LIABILITIES



237,446 636,083

Due to the Government - net of current portion Deferred tax liabilities

17 2t,40e

Long-term liabilities - net 2,072,907 of current portion Bonds payable 3,549,203 Provision for employee benefits Provision for decommissioning 631,534 and site restoration



PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 1/3 Schedule LAPORAN POSISI KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) Catatan/ Notes EKUITAS Ekuitas yang dapat diatribusikan kepada pemilik entitas induk Modal saham Modal dasar - 200.000.000 saham biasa - nilai nominal Rp1.000.000 (nilai penuh) per saham; Ditempatkan dan disetor 2012: 83.090.697 saham 2011: 82.569.779 saham Penyesuaian terhadap akun ekuitas Bantuan Pemerintah yang belum ditentukan statusnya Komponen ekuitas lainnya Saldo laba - Ditentukan penggunaannya - Belum ditentukan penggunaannya

2012

CONSOLIDATED STATEMENTS OF FINANCIAL POSITION AS AT 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 2011*

1 Januari/ January 2011* EQUITY

24

9,864,901

9,809,882

9,809,882

25i

(2,647,666)

(2,647,666)

(2,647,666)

25ii

1,361 (10,930)

Equity attributable to owners of the parent Share capital Authorised - 200,000,000 ordinary shares at par value of Rp1,000,000 (full amount) per share; Issued and paid up 2012: 83,090,697 shares 2011: 82,569,779 shares

61,969 351

67,010 6,643

4,875,239

3,538,331

2,462,719

Equity adjustments Government contributed assets pending final clarification of status Other equity components Retained earnings Appropriated -

3,032,833

2,444,869

1,999,992

Unappropriated -

15,115,738

13,207,736

11,698,580

77,043

74,874

69,171

Non-controlling interest

JUMLAH EKUITAS

15,192,781

13,282,610

11,767,751

TOTAL EQUITY

JUMLAH LIABILITAS DAN EKUITAS

40,882,360

34,923,643

30,004,345

TOTAL LIABILITIES AND EQUITY

Kepentingan non-pengendali

2c,23





PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 2/1 Schedule LAPORAN LABA-RUGI KOMPREHENSIF KONSOLIDASIAN UNTUK TAHUN YANG BERAKHIR 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) Catatan/ Notes Penjualan dan Pendapatan Usaha Lainnya Penjualan dalam negeri minyak mentah, gas bumi, energi panas bumi dan hasil minyak Penggantian biaya subsidi dari Pemerintah Penjualan ekspor minyak mentah, gas bumi dan hasil minyak Imbalan jasa pemasaran Pendapatan usaha dari aktivitas operasi lainnya

2012

2011*

28

43,764,013

44,611,660

29

21,923,958

17,860,494

30

4,714,261 110,930

4,289,796 150,707

31

411,278

384,784

Sales and Other Operating Revenues Domestic sales of crude oil, natural gas, geothermal energy and oil products Subsidy reimbursements from the Government Export of crude oil, natural gas and oil products Marketing fees Revenues in relation to other operating activities

70,924,440

67,297,441

TOTAL SALES AND OTHER OPERATING REVENUES

2q

JUMLAH PENJUALAN DAN PENDAPATAN USAHA LAINNYA Beban Pokok Penjualan dan Beban Langsung Lainnya Beban pokok penjualan Beban produksi hulu dan lifting Beban eksplorasi Beban dari aktivitas operasi lainnya

CONSOLIDATED STATEMENTS OF COMPREHENSIVE INCOME FOR THE YEARS ENDED 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated)

2q 32

(60,699,253)

(57,165,899)

33 34

(2,390,961) (376,030)

(2,003,134) (203,056)

35

(521,930)

(534,152)

Cost of Sales and Other Direct Costs Cost of goods sold Upstream production and lifting costs Exploration costs Expenses in relation to other operating activities

(63,988,174)

(59,906,241)

TOTAL COST OF SALES AND OTHER DIRECT COSTS

6,936,266

7,391,200

JUMLAH BEBAN POKOK PENJUALAN DAN BEBAN LANGSUNG LAINNYA LABA KOTOR Beban penjualan dan pemasaran

36

(1,150,825)

(998,988)

Beban umum dan administrasi

37

(1,021,223)

(1,038,288)

(38,827)

(679,594)

2q

12,081 40,452

89,286 (10,090)

13 38 38

108,760 132,040 (329,303)

(188,990) 118,095 (287,396)

2k,11 39

(1,693) 114,560

(6,320) 115,839

(2,133,978)

(2,886,446)

Penyisihan penurunan nilai piutang Pendapatan penalti atas keterlambatan pembayaran oleh pelanggan Laba/(rugi) selisih kurs Pemulihan/(penyisihan) penurunan nilai aset minyak dan gas bumi Pendapatan keuangan Beban keuangan Rugi bersih perusahaan asosiasi Pendapatan lain-lain - bersih



GROSS PROFIT Selling and marketing expenses General and administrative expenses Provision for impairments of receivables Income from penalty on long overdue payments by customers Foreign exchange gain/(loss) Reversal/(provision) for impairment of oil and gas properties Finance income Finance costs Share in net loss of associates Other income - net



PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 2/2 Schedule LAPORAN LABA-RUGI KOMPREHENSIF KONSOLIDASIAN UNTUK TAHUN YANG BERAKHIR 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) Catatan/ Notes LABA SEBELUM BEBAN PAJAK PENGHASILAN Beban pajak penghasilan

2t,40c

LABA TAHUN BERJALAN Pendapatan komprehensif lainnya

CONSOLIDATED STATEMENTS OF COMPREHENSIVE INCOME FOR THE YEARS ENDED 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 2012

2011*

4,802,288

4,504,754

(2,036,578)

(2,099,452)

2,765,710

2,405,302

2c, 2k

(537)

(8,728)

Selisih kurs karena penjabaran laporan keuangan dalam mata uang asing

(13,631)

1,994

Pendapatan komprehensif lainnya, bersih setelah pajak

(14,168)

(6,734)

INCOME BEFORE INCOME TAX EXPENSE Income tax expense INCOME FOR THE YEAR Other comprehensive income Differences arising from translation of foreign currency financial statements Other comprehensive income, net of tax

JUMLAH PENDAPATAN KOMPREHENSIF

2,751,542

2,398,568

TOTAL COMPREHENSIVE INCOME

Laba yang dapat diatribusikan kepada: Pemilik entitas induk Kepentingan non-pengendali

2,760,654 5,056

2,399,157 6,145

Income attributable to: Owners of the parent Non-controlling interest

2,765,710

2,405,302

Income for the year

2,749,373 2,169

2,392,865 5,703

Total comprehensive income attributable to: Owners of the parent Non-controlling interest

2,751,542

2,398,568

Total comprehensive income

2c

Laba tahun berjalan Jumlah pendapatan komprehensif yang dapat diatribusikan kepada: Pemilik entitas induk Kepentingan non-pengendali Jumlah pendapatan komprehensif

2c





PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 3/1 Schedule LAPORAN PERUBAHAN EKUITAS KONSOLIDASIAN

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITY

UNTUK TAHUN YANG BERAKHIR

FOR THE YEARS ENDED

31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain)

31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated)

Diatribusikan kepada pemilik entitas induk/Attributable to owners of the parent

Catatan/ Notes Saldo 1 Januari 2011* Selisih kurs karena penjabaran laporan keuangan dalam mata uang selain US$

Modal ditempatkan dan disetor/ Issued and paid-up capital

2s

Pendapatan komprehensif lainnya Penyesuaian terhadap bantuan Pemerintah yang belum ditentukan statusnya

Bantuan Pemerintah yang belum ditentukan statusnya/ Government contributed assets pending final clarification of status

Penyesuaian terhadap akun ekuitas/ Equity adjustments

9,809,882

Komponen ekuitas lainnya/ Other equity components Selisih kurs karena penjabaran laporan keuangan dalam mata uang selain US$/ Differences arising from Pendapatan Saldo laba/Retained earnings translation of komprehensif non US$ lainnya/ Belum currency Other Ditentukan ditentukan financial comprehensive penggunaannya/ penggunaannya/ statements income Appropriated Unappropriated

(2,647,666)

67,010

-

-

-

-

-

-

(17,483)

(998)

-

-

(5,294)

2,462,719

1,999,992

Jumlah/ Total 11,698,580

-

-

(998)

-

-

(5,294)

11,767,751

Balance as of 1 January 2011*

2,992

1,994

Differences arising from translation of non US$ currency financial statements

(3,434)

(8,728)

Other comprehensive income

69,171

(5,041)

-

(5,041)

Adjustment to the Government contributed assets pending final clarification of status

(829,812)

-

(829,812)

Dividends declared

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

(829,812)

Alokasi cadangan wajib

-

-

-

-

-

97,714

(97,714)

-

-

-

Appropriations of compulsory reserves

Alokasi cadangan lainnya

-

-

-

-

-

977,898

(977,898)

-

-

-

Appropriations of other reserves

2z

-

Jumlah ekuitas/ Total equity

-

Pembagian dividen

(5,041)

24,126

Kepentingan nonpengendali/ Noncontrolling interest

Appropriations of net income for partnership and community developments (48,856) programs

Alokasi laba untuk program kemitraan dan bina lingkungan

-

-

-

-

-

-

(48,856)

(48,856)

-

Laba tahun berjalan

-

-

-

-

-

-

2,399,157

2,399,157

6,145

2,405,302

Income for the year

18,832

3,538,331

2,444,869

13,207,736

74,874

13,282,610

Balance as of 31 December 2011*

Saldo 31 Desember 2011*

9,809,882

(2,647,666)

61,969

(18,481)





PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 3/2 Schedule LAPORAN PERUBAHAN EKUITAS KONSOLIDASIAN

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CHANGES IN EQUITY

UNTUK TAHUN YANG BERAKHIR

FOR THE YEARS ENDED

31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain)

31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated)

Diatribusikan kepada pemilik entitas induk/Attributable to owners of the parent

Catatan/ Notes Saldo 31 Desember 2011*

Modal ditempatkan dan disetor/ Issued and paid-up capital

Bantuan Pemerintah yang belum ditentukan statusnya/ Government contributed assets pending final clarification of status

Penyesuaian terhadap akun ekuitas/ Equity adjustments

9,809,882

Komponen ekuitas lainnya/ Other equity components Selisih kurs karena penjabaran laporan keuangan dalam mata uang selain US$/ Differences arising from Pendapatan Saldo laba/Retained earnings translation of komprehensif non US$ lainnya/ Belum currency Other Ditentukan ditentukan financial comprehensive penggunaannya/ penggunaannya/ statements income Appropriated Unappropriated

(2,647,666)

61,969

(18,481)

18,832

3,538,331

2,444,869

Kepentingan nonpengendali/ Noncontrolling interest

Jumlah/ Total 13,207,736

Jumlah ekuitas/ Total equity

74,874

Penetapan bantuan Pemerintah yang belum ditentukan statusnya menjadi modal saham

25ii

55,019

-

(61,969)

-

-

-

-

(6,950)

-

Bantuan Pemerintah yang belum ditentukan statusnya

25ii

-

-

1,361

-

-

-

-

1,361

-

Selisih kurs karena penjabaran laporan keuangan dalam mata uang selain US$

2s

-

-

-

-

-

-

-

-

Alokasi cadangan wajib

-

Alokasi cadangan lainnya

-

Pendapatan komprehensif lainnya Pembagian dividen

2z

(13,052)

Balance as of 31 December 2011*

13,282,610

Approval of Government contributed assets pending final clarification of status (6,950) to share capital

1,361

Government contributed assets pending final clarification of status

(579)

(13,631)

Differences arising from translation of non US$ currency financial statements

(2,308)

(537)

Other comprehensive income

(769,978)

Dividends declared:

-

-

-

(13,052)

-

1,771

-

-

1,771

-

-

-

-

(769,978)

-

-

-

-

108,602

(108,602)

-

-

-

Appropriations of compulsory reserves

-

-

-

-

1,228,306

(1,228,306)

-

-

-

Appropriations of other reserves

(769,978)

-

Appropriations of net income for partnership and community developments (65,804) programs

Alokasi laba untuk program kemitraan dan bina lingkungan

-

-

-

-

-

-

(65,804)

-

Laba tahun berjalan

-

-

-

-

-

-

2,760,654

2,760,654

5,056

2,765,710

Income for the year

20,603

4,875,239

3,032,833

15,115,738

77,043

15,192,781

Balance as of 31 December 2012

Saldo 31 Desember 2012

9,864,901

(2,647,666)

1,361

(31,533)



(65,804)



PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 4/1 Schedule LAPORAN ARUS KAS KONSOLIDASIAN UNTUK TAHUN YANG BERAKHIR 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain)

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOW FOR THE YEARS ENDED 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated)

2012 ARUS KAS DARI AKTIVITAS OPERASI: Penerimaan kas dari pelanggan Penerimaan kas dari Pemerintah terkait subsidi dan imbalan jasa pemasaran Pembayaran kas kepada pemasok Pembayaran kas kepada Pemerintah Pembayaran pajak penghasilan badan Pembayaran kas kepada pekerja dan manajemen Penerimaan dari restitusi pajak Penerimaan/(penempatan) dari kas yang dibatasi penggunaannya Penerimaan bunga Arus kas bersih yang diperoleh dari aktivitas operasi ARUS KAS DARI AKTIVITAS INVESTASI: Pembelian aset minyak dan gas serta panas bumi Pembelian aset tetap Pembayaran aset eksplorasi dan evaluasi Pembayaran uang muka akuisisi bisnis Pelunasan dari investasi Medium Term Notes Hasil dari pelepasan investasi jangka pendek Hasil dari pelepasan investasi jangka panjang Penempatan investasi jangka pendek Penempatan investasi jangka panjang Penerimaan bunga dari investasi Hasil dari penjualan aset tetap Penerimaan dividen dari perusahaan asosiasi Arus kas bersih yang digunakan untuk aktivitas investasi

2011*

108,067 43,744

CASH FLOWS FROM OPERATING ACTIVITIES: Cash receipts from customers Cash receipts from Government in relation to subsidy and marketing fee Cash paid to suppliers Cash paid to Government Corporate income tax paid Cash paid to employees and management Tax restitution received Cash receipts/(placement) from restricted cash Interest received

1,974,634

Net cash generated from operating activities

46,519,820

44,763,727

21,508,605 (44,204,230) (18,746,608) (2,369,577)

14,764,935 (42,228,920) (12,090,336) (2,393,118)

(1,353,929) 477,300

(1,266,005) 272,540

(109,099) 70,618 1,792,900

(1,577,376) (729,338)

(1,280,487) (1,084,473)

(159,580)

(1,916)

(283,725)

-

104,650

113,299

100,022

71,129

(108,834) 63,859 11,519

1,468 (51,894) (76,680) 74,351 22,739

725

(2,578,078)



3,384

(2,209,080)

CASH FLOWS FROM INVESTING ACTIVITIES: Purchases of oil & gas and geothermal properties Purchases of fixed assets Payments of exploration and evaluation assets Advance payment for business acquisition Repayment from investment in Medium Term Notes Proceeds from disposal of short-term investment Proceeds from disposal of long-term investment Placement in short-term investments Placement in long-term investments Interest received from investment Proceeds from sale of fixed assets Dividend received from associated companies

Net cash used in investing activities



PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 4/2 Schedule LAPORAN ARUS KAS KONSOLIDASIAN UNTUK TAHUN YANG BERAKHIR 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain)

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOW FOR THE YEARS ENDED 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated)

2012 ARUS KAS DARI AKTIVITAS PENDANAAN: Penerimaan dari pinjaman jangka pendek Penerimaan dari penerbitan obligasi Penerimaan dari pinjaman jangka panjang Penerimaan dari kas yang dibatasi penggunaannya Pembayaran beban keuangan Pembayaran dividen Pelunasan pinjaman jangka panjang Pelunasan pinjaman jangka pendek

2011* CASH FLOWS FROM FINANCING ACTIVITIES: Proceeds from short-term loans Proceeds from issuance of bonds Proceeds from long-term loans Cash receipts from restricted cash Payments of finance costs Payments of dividend Repayments of long-term loans Repayments of short-term loans

11,856,432 2,500,000 696,383

11,111,987 1,500,000 178,875

64,320 (304,005) (763,697) (1,083,757) (10,955,949)

89,760 (230,583) (662,978) (519,838) (10,330,841)

Arus kas bersih yang diperoleh dari aktivitas pendanaan

2,009,727

1,136,382

Net cash generated from financing activities

KENAIKAN BERSIH KAS DAN SETARA KAS

1,224,549

901,936

NET INCREASE IN CASH AND CASH EQUIVALENTS

(39,300)

Effect of exchange rate changes on cash and cash equivalents

Efek perubahan nilai kurs pada kas dan setara kas

(128,501)

SALDO KAS DAN SETARA KAS PADA AWAL TAHUN

3,199,325

2,336,689

CASH AND CASH EQUIVALENTS AT THE BEGINNING OF THE YEAR

SALDO KAS DAN SETARA KAS PADA AKHIR TAHUN

4,295,373

3,199,325

CASH AND CASH EQUIVALENTS AT THE END OF THE YEAR





PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/1 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 1.

UMUM a.

1.

PT Pertamina (Persero) (Perusahaan) i.

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated)

Profil Perusahaan PT Pertamina (Persero) (“Perusahaan”) didirikan sesuai dengan Akta Notaris Lenny Janis Ishak, S.H., No. 20 tanggal 17 September 2003. Pendirian Perusahaan didasarkan pada Undangundang No. 1 Tahun 1995 tentang Perseroan Terbatas (PT), Undangundang No. 19 Tahun 2003 tentang Badan Usaha Milik Negara (“BUMN”), Peraturan Pemerintah No. 12 Tahun 1998 tentang Perusahaan Perseroan (Persero) dan Peraturan Pemerintah No. 45 Tahun 2001 tentang Perubahan atas Peraturan Pemerintah No. 12 Tahun 1998. Pendirian Perusahaan sebagai perseroan terbatas merupakan tindak lanjut dari diterbitkannya Undang-undang No. 22 Tahun 2001 tanggal 23 November 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, dan Peraturan Pemerintah No. 31 Tahun 2003 tanggal 18 Juni 2003 (PP No. 31) tentang pengalihan bentuk Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (Pertamina, selanjutnya disebut ”Pertamina Lama”) menjadi Perusahaan Perseroan (Persero). Akta pendirian tersebut telah disahkan oleh Menteri Kehakiman dan Hak Asasi Manusia melalui surat No. C-24025 HT.01.01.TH.2003 tanggal 9 Oktober 2003 dan diumumkan dalam Berita Negara No. 93 Tambahan No. 11620 tanggal 21 November 2003. Anggaran Dasar Perusahaan telah berubah beberapa kali. Perubahan terakhir dilakukan untuk menyesuaikan struktur modal Perusahaan yang diaktakan dengan Akta Notaris Lenny Janis Ishak, S.H., No. 1 tanggal 1 Agustus 2012, yang telah disetujui oleh Menteri Hukum dan Hak Asasi Manusia melalui Surat Keputusan No. AHU43594.AH.01.02. Tahun 2012 tanggal 10 Agustus 2012.

GENERAL a.

PT Pertamina (Persero) (the Company) i.

Company Profile PT Pertamina (Persero) the (“Company”) was established by Notarial Deed No. 20 dated 17 September 2003 of Lenny Janis Ishak, S.H. The establishment of the Company was based on Law No. 1 Year 1995 concerning Limited Liability Companies, Law No. 19 Year 2003 on State-Owned Enterprises, Government Regulation No. 12 Year 1998 on State Enterprises (Persero) and Government Regulation No. 45 Year 2001 regarding the Amendment to Government Regulation No. 12 Year 1998. The establishment of the Company as a limited liability entity is due to the enactment of Law No. 22 Year 2001 dated 23 November 2001 regarding Oil and Gas and Government Regulation No. 31 Year 2003 dated 18 June 2003 (PP No. 31) regarding the change in the status of Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (Pertamina, the “former Pertamina Entity”) to a State Enterprise (Persero). The deed of establishment was approved by the Minister of Justice and Human Rights through letter No. C-24025 HT.01.01.TH.2003 dated 9 October 2003 and published in State Gazette No. 93 Supplement No. 11620 dated 21 November 2003. The Company’s Articles of Association have been amended several times. The latest amendment was made to adjust the capital structure of the Company, under Notarial Deed No. 1 dated 1 August 2012 of Lenny Janis Ishak, S.H., which was approved by the Minister of Law and Human Rights through Decision Letter No. AHU-43594.AH.01.02. Year 2012 dated 10 August 2012.


UMUM (lanjutan) a.

PT Pertamina (lanjutan) i.

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 1.

(Persero)

(Perusahaan)

Profil Perusahaan (lanjutan)

GENERAL (continued) a.

PT Pertamina (continued) i.

(Persero)

(the

Company)

Company Profile (continued)

Sesuai dengan PP No. 31 segala hak dan kewajiban, yang timbul dari kontrak dan perjanjian antara Pertamina Lama dengan pihak ketiga, sepanjang tidak bertentangan dengan Undang-undang No. 22 Tahun 2001, beralih kepada Perusahaan. Berdasarkan PP No. 31, tujuan Perusahaan adalah menjalankan usaha minyak dan gas baik di dalam maupun di luar negeri serta kegiatan usaha lain yang terkait. Dalam menjalankan usahanya, tujuan Perusahaan adalah menghasilkan keuntungan dan memberikan kontribusi terhadap peningkatan aktivitas ekonomi untuk kesejahteraan masyarakat Indonesia.

In accordance with PP No. 31, all rights and obligations arising from contracts and agreements entered between the former Pertamina Entity and third parties, provided these are not contrary to Law No. 22 Year 2001, were transferred to the Company. In accordance with PP No. 31, the objective of the Company is to engage in the oil and gas business in domestic and foreign markets and in other related business activities. In conducting its business, the Company’s objective is to generate income and contribute to the improvement of the economy for the benefit of the Indonesian public.

Sesuai dengan Anggaran Dasarnya, Perusahaan dapat menjalankan aktivitasaktivitas sebagai berikut: a. Menjalankan usaha minyak mentah dan gas bumi, termasuk aktivitas terkait dengan produk minyak. b. Menjalankan usaha di bidang energi panas bumi. c. Mengelola pengusahaan dan pemasaran Liquefied Natural Gas (LNG) dan produk lain yang dihasilkan dari pabrik LNG. d. Menjalankan usaha energi baru dan terbarukan. e. Mengelola dan menjalankan aktivitas usaha lain yang menunjang kegiatan usaha tersebut di atas.

In accordance with its Articles of Association, the Company shall conduct the following activities: a. Operate in the crude oil and natural gas business, including activities involving petroleum products. b. Operate in the geothermal energy business. c. Manage the operations and marketing of Liquefied Natural Gas (LNG) and other products produced by LNG plants. d. Operate in the new and renewable business. e. Manage and conduct other related business activities supporting the above mentioned activities.

Sesuai dengan Peraturan Presiden No. 104 Tahun 2007, Pemerintah mengatur tentang penyediaan, pendistribusian, dan penetapan harga Liquefied Petroleum Gas (LPG) yang dijual di dalam tabung 3 kilogram (LPG tabung 3 kg) untuk rumah tangga dan usaha mikro/kecil dalam rangka mengurangi subsidi Bahan Bakar Minyak (BBM) sebagai akibat penggantian dari minyak tanah ke LPG (“program konversi mitan”). Perusahaan telah ditugaskan untuk menyediakan dan mendistribusikan LPG tabung 3 kg oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (“MESDM”).

In accordance with Presidential Regulation No. 104 Year 2007, the Government regulated the supply, distribution, and determination of the price of Liquefied Petroleum Gas (LPG) sold in 3 kilogram cylinders (LPG 3 kg cylinders) for household and micro/small businesses to reduce the cost of subsidised fuel products (BBM) as a result of substituting LPG for kerosene (“the kerosene conversion programme”). The Company has been assigned to supply and distribute LPG 3 kg cylinders by the Minister of Energy and Mineral Resources (“MoEMR”).


UMUM (lanjutan) a.

PT Pertamina (lanjutan) i.

ii.


(Persero)

(Perusahaan)

Profil Perusahaan (lanjutan)

General (continued) a.

PT Pertamina (continued) i.

(Persero)

(the

Company)

Company Profile (continued)

Efektif sejak tanggal 1 Januari 2007, Perusahaan ditugaskan sebagai penanggung jawab dalam penyediaan dan pendistribusian LPG tabung 3 kg sesuai dengan program konversi mitan untuk wilayah tertentu di Indonesia. Sesuai ketentuan dalam penugasan ini, Perusahaan berhak untuk mendapatkan penggantian pembayaran atas biaya dan marjin keuntungan dari Pemerintah.

Effective 1 January 2007, the Company was assigned the responsibility for the procurement and distribution of LPG 3 kg cylinders related to the kerosene conversion program in certain territories in Indonesia. Under the terms of such assignment, the Company is entitled to reimbursement of costs and a profit margin from the Government.

Pada tanggal pendirian Perusahaan, seluruh kegiatan minyak dan gas, serta energi panas bumi yang dijalankan oleh Pertamina Lama termasuk operasi bersama dengan perusahaan-perusahaan lainnya dialihkan kepada Perusahaan. Usaha-usaha ini selanjutnya telah dialihkan kepada Entitas Anak.

At the date of establishment of the Company, all oil and gas and geothermal energy activities of the former Pertamina Entity, including joint operations with other companies, were transferred to the Company. These business have been transferred to the Company’s subsidiaries.

Seluruh pegawai Pertamina Lama menjadi pegawai Perusahaan.

All employees of the former Pertamina Entity became the employees of the Company.

Wilayah kerja, kegiatan usaha dan alamat utama

ii.

Working areas, business activities and principal address

Wilayah operasi minyak dan gas bumi, serta wilayah operasi panas bumi Perusahaan dan Entitas Anak (bersamasama disebut “Grup”) berlokasi di Indonesia dan negara lain dengan kegiatan usaha utama meliputi:

The oil, natural gas and geothermal working areas of the Company and Subsidiaries (together the “Group”) located in Indonesia and other countries with the principal business activities consisting of:

-

-

Aktivitas Hulu - Eksplorasi dan produksi minyak mentah dan gas bumi Aktivitas hulu minyak dan gas di Indonesia dilakukan oleh Perusahaan, PT Pertamina EP dan entitas anak dari PT Pertamina Hulu Energi (PHE) melalui struktur partisipasi (Indonesian Participation - IP dan Pertamina Participating Interests PPI), Kontrak Kerja Sama (KKS), dan Joint Operating Body - PSC (KKS yang dioperasikan bersama pihak ketiga)

Upstream Activities - Exploration for and production of crude oil and natural gas The Indonesian upstream oil and gas activities are conducted by the Company, PT Pertamina EP and subsidiaries of PT Pertamina Hulu Energi (PHE) through structure participation arrangements (Indonesian Participation - IP and Pertamina Participating Interests - PPI), Production Sharing Contracts (PSCs), and Joint Operating Body - PSC (a PSC jointly operated with third party).



UMUM (lanjutan) a.

PT Pertamina (lanjutan) ii.

1. (Persero)

(Perusahaan)

Wilayah kerja, kegiatan usaha dan alamat utama (lanjutan) -

-

Aktivitas Hulu - Eksplorasi dan produksi minyak mentah dan gas bumi (lanjutan)


PT Pertamina (continued) ii.

(Persero)

(the

Company)

Working areas, business activities and principal address (continued) -

Upstream Activities - Exploration for and production of crude oil and natural gas (continued)

Perusahaan berpartisipasi dalam ventura bersama minyak dan gas bumi di Vietnam, Libya, Sudan, Australia dan Qatar.

The Company participates in oil and natural gas joint ventures in Vietnam, Libya, Sudan, Australia and Qatar.

PHE juga berpartisipasi di dalam kegiatan kerjasama minyak dan gas bumi di Malaysia dan Australia.

PHE also participates in oil and natural gas joint ventures in Malaysia and Australia.

Aktivitas Hulu - Eksplorasi produksi panas bumi

dan

-

Upstream Activities - Exploration for and production of geothermal

Aktivitas panas bumi meliputi kegiatan eksplorasi dan produksi uap dan listrik. Aktivitas ini dilaksanakan oleh PT Pertamina Geothermal Energy (“PGE”).

Geothermal activities include exploration for and production of steam and generation of electricity. These activities are conducted by PT Pertamina Geothermal Energy (“PGE”).

Selain aktivitas panas bumi yang dilakukan oleh PGE sendiri, PGE juga memiliki Kontrak Operasi Bersama (KOB) dengan pihak ketiga untuk mengembangkan area-area panas buminya. Sesuai dengan KOB, PGE berhak menerima Production Allowance per triwulan sebagai kompensasi manajemen sebesar antara 2,66% dan 4% dari laba operasi bersih KOB.

In addition to geothermal activities conducted directly by PGE (own operation), PGE also entered into Joint Operating Contracts (JOCs) with third parties to develop its geothermal working areas. In accordance with the JOCs, PGE is entitled to receive Quarterly Production Allowances representing managerial compensation of between 2.66% and 4% of the JOC’s net operating income. .



UMUM (lanjutan) a.


1. (Persero)

(Perusahaan)


Aktivitas Hilir Pengolahan, perkapalan, pemasaran dan perdagangan



(Persero)

(the

Company)


Downstream Activities - Processing, shipping, marketing and trading

Aktivitas Pengolahan

Processing Activities

Aktivitas pengolahan meliputi kegiatan pengolahan minyak mentah menjadi hasil minyak dan produksi LPG dan petrokimia (paraxylene dan propylene) oleh enam unit pengolahan dengan kapasitas pengolahan terpasang sebagai berikut:

Processing activities include processing of crude oil into oil products and production of LPG and petrochemicals (paraxylene and propylene) by six refinery units with installed processing capacities as follows:

Kapasitas pengolahan minyak mentah terpasang (tidak diaudit) (barrel/hari)/ Installed processing capacity of crude oil (unaudited) (barrels/day)

Unit pengolahan (UP)

UP II

- Dumai dan Sungai Pakning, Riau UP III - Plaju dan Sungai Gerong, Sumatera Selatan UP IV - Cilacap, Jawa Tengah UP V - Balikpapan, Kalimantan Timur UP VI - Balongan, Jawa Barat UP VII - Kasim, Papua Barat

Aktivitas Pemasaran Perdagangan

dan

Refinery unit (UP)

170,000

UP II

- Dumai and Sungai Pakning, Riau - Plaju and Sungai Gerong, South Sumatera - Cilacap, Central Java - Balikpapan, East Kalimantan

126,200

UP III

348,000 260,000

UP IV UP V

125,000 10,000

UP VI - Balongan, West Java UP VII - Kasim, West Papua

Marketing and Trading Activities

Aktivitas pemasaran dan perdagangan dalam negeri meliputi enam unit usaha untuk hasil minyak, sebagai berikut:

Domestic marketing and trading activities involve six business units for oil products, as follows:

1. BBM Retail

1. Retail Fuel

Unit bisnis yang menangani pemasaran BBM untuk sektor transportasi dan rumah tangga. 2. BBM Industri dan Marine Unit bisnis yang menangani semua usaha pemasaran BBM kepada konsumen industri dan perkapalan.

Business unit that handles the marketing of fuel (BBM) for the transportation and household sectors. 2. Industrial and Marine Fuel Business unit that handles the marketing of fuel (BBM) to industry and marine consumers.



UMUM (lanjutan) a.


1. (Persero)

(Perusahaan)


Aktivitas Hilir Pengolahan, perkapalan, pemasaran dan perdagangan (lanjutan) Aktivitas Pemasaran Perdagangan (lanjutan)

dan

3. Pelumas Unit bisnis yang menangani bisnis dalam negeri (segmen eceran dan segmen industri) dan bisnis pelumas luar negeri. 4. Gas Domestik Unit bisnis yang menangani semua usaha pemasaran untuk LPG, Compressed Natural Gas (CNG) dan hydrocarbon refrigerants untuk keperluan rumah tangga, komersial dan industri. 5. Aviasi Unit bisnis yang menangani usaha pemasaran untuk bahan bakar penerbangan dan jasa di Indonesia dan Timor Leste. 6. Niaga Unit bisnis yang menangani usaha ekspor-impor dan penjualan domestik untuk bitumen (aspal), special chemicals, bio-fuels dan petrokimia.



(Persero)

(the

Company)


Downstream Activities - Processing, shipping, marketing and trading (continued) Marketing and (continued)

Trading

Activities

3. Lubricants Business unit that handles domestic (retail and industry segments) and overseas lubricant business.

4. Domestic Gas Business unit that handles all marketing activities for LPG, Compressed Natural Gas (CNG) and hydrocarbon refrigerants for household, commercial and industrial purposes. 5. Aviation Business unit that handles marketing activities for aviation products and services in Indonesia and Timor Leste. 6. Trading Business unit that handles exportimport activities and domestic sales of bitumen (asphalt), special chemicals, bio-fuels and petrochemicals.

Aktivitas Perkapalan

Shipping Activities

Aktivitas perkapalan antara lain termasuk kegiatan pengangkutan minyak mentah, LPG dan hasil minyak antar unit.

Shipping activities among others include the transportation of crude oil, LPG and oil products between units.



UMUM (lanjutan) a.


1. (Persero)

(Perusahaan)




-

Kantor pusat Perusahaan beralamat di Jl. Medan Merdeka Timur No. 1A, Jakarta, Indonesia. dan

Direksi

Komisaris Komisaris Komisaris Komisaris

Company’s Principal Address

iii. The Company’s Boards Commissioners and Directors

2011 Sugiharto

Evita Herawati Legowo Anny Ratnawati Harry Susetyo Nugroho Luluk Sumiarso^ Nurdin Zainal

Umar Said ^ Evita Herawati Legowo Anny Ratnawati Triharyo Indrawan

Sesuai dengan surat keputusan Menteri Negara BUMN No. SK-186/MBU/2012 tanggal 18 April 2012 dan KEP245/MBU/2011 tanggal 9 Desember 2011, susunan dari Direksi Perusahaan pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:

of

In accordance with decision letters of the Minister of State-Owned Enterprises No. SK-151/MBU/2012 dated 20 March 2012, No. SK-118/MBU/2012 dated 7 March 2012 and KEP-124/MBU/2010 dated 8 July 2010, the composition of the Board of Commissioners of the Company as of 31 December 2012 and 2011 was as follows:

2012 Sugiharto^

^ Komisaris Independen

Company)

The principal address of the Company’s head office is Jl. Medan Merdeka Timur No. 1A, Jakarta, Indonesia.

Sesuai dengan surat keputusan Menteri Negara BUMN No. SK-151/MBU/2012 tanggal 20 Maret 2012, No. SK118/MBU/2012 tanggal 7 Maret 2012 dan KEP-124/MBU/2010 tanggal 8 Juli 2010, susunan dari Dewan Komisaris Perusahaan pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:

Komisaris Utama Wakil Komisaris Utama Komisaris

(the

Working areas, business activities and principal address (continued)

Kantor Pusat Perusahaan

iii. Dewan Komisaris Perusahaan

(Persero)

President Commissioner Vice President Commissioner Commissioner

Luluk Sumiarso Nurdin Zainal^ ^

Commissioner Commissioner Commissioner Commissioner

Independent Commissioner

In accordance with decision letters of the Minister of State-Owned Enterprises No. SK-186/MBU/2012 dated 18 April 2012 and KEP-245/MBU/2011 dated 9 December 2011, the composition of the Board of Directors of the Company as of 31 December 2012 and 2011 was as follows:



UMUM (lanjutan) a.

PT Pertamina (lanjutan)

1. (Persero)

iii. Dewan Komisaris Perusahaan (lanjutan) Direktur Utama

(Perusahaan) dan

Direksi

2012 Galaila Karen Kardinah (Karen Agustiawan) Muhamad Husen Chrisna Damayanto

Direktur Hulu Direktur Pengolahan Direktur Pemasaran dan Niaga Hanung Budya Yuktyanta Direktur Keuangan Andri Trunajaya Hidayat Direktur Perencanaan Investasi dan Manajemen Risiko Mohamad Afdal Bahaudin Direktur Umum Luhur Budi Djatmiko Direktur Sumber Daya Manusia Evita Maryanti Tagor Direktur Gas Hari Karyuliarto^^ ^^Direktorat baru di tahun 2012

iv. Jumlah karyawan


PT Pertamina (continued)

BPMIGAS

(the

Company)

iii. The Company’s Boards of Commissioners and Directors (continued) 2011 Galaila Karen Kardinah (Karen Agustiawan) Muhamad Husen Edi Setianto Djaelani Sutomo Andri Trunajaya Hidayat

Mohamad Afdal Bahaudin Waluyo Rukmi Hadihartini -

President Director & CEO Upstream Director Processing Director Marketing and Trading Director Finance Director Invesment Planning and Risk Management Director General Affairs Director Human Resources Director Gas Director ^^ New directorate in 2012

iv. Number of employees

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, Grup memiliki karyawan tetap masing-masing sebanyak 24.784 dan 24.181 karyawan (tidak diaudit). v.

(Persero)

As of 31 December 2012 and 2011, the Group had 24,784 and 24,181 permanent employees, respectively (unaudited).

v.

BPMIGAS

Berdasarkan putusan Mahkamah Konstitusi No. 36/PUU-X/2012 tertanggal 13 November 2012, sejak tanggal 13 November 2012 BPMIGAS dibatalkan sehingga tugas dan fungsinya diserahkan kepada Pemerintah Indonesia sampai diterbitkannya Undang-undang atau peraturan baru.

Based on the Constitutional Court's decision No. 36/PUU-X/2012 dated 13 November 2012, effective on 13 November 2012 BPMIGAS is annulled and therefore, its duties and functions are assigned to the Government of Indonesia until the issue of new laws or regulations.

Berdasarkan Peraturan Presiden No. 95/2012 tertanggal 13 November 2012, sejak tanggal 13 November 2012, tugas, fungsi dan organisasi BPMIGAS diserahkan kepada MESDM. Semua KKS yang telah ditandatangani oleh BPMIGAS dengan entitas usaha tetap berlaku.

Based on Presidential Regulation No. 95/2012 dated 13 November 2012, effective from 13 November 2012 the duties, function, and organisation of BPMIGAS assigned to MoEMR. All PSCs signed between BPMIGAS and business entities remain in effect.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (“KESDM”), berdasarkan Keputusan Menteri No. 3135 K/08/MEM/2012 dan Keputusan Menteri No. 3136 K/73/MEM 2012, membentuk Satuan Kerja Sementara Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi ("SKSP Migas"), yang efektif sejak 13 November 2012, mengambil alih tugas, fungsi dan organisasi BPMIGAS.

Ministry of Energy Mineral and Resources (“MoEMR”), based on Ministerial Decision No. 3135 K/08/MEM/2012 and Ministerial Decision No. 3136 K/73/MEM 2012, established the Temporary Working Unit on Upstream Oil and Gas Activities (“SKSP Migas”) effective from 13 November 2012 which assumes the duties, functions and organisation of BPMIGAS.



UMUM (lanjutan) a.

1.

PT Pertamina (lanjutan) v.

(Persero)

(Perusahaan)


BPMIGAS (lanjutan)

PT Pertamina (continued) v.

Berdasarkan Peraturan Presiden No. 9/2013 tertanggal 10 Januari 2013, dibentuk Satuan Kerja Khusus Pelaksanaan Kegiatan Usaha Minyak dan Gas Bumi (“SKK MIGAS”) menggantikan SKSP Migas. b.

Entitas Anak dan Perusahaan Asosiasi i.

b.

i.

b)

2. PT Usayana Entitas Anak/Subsidiaries of PT Usayana: - PT Patra Drilling Contractor a) - PT Patra Wahana Kridatama

2012

BPMIGAS (continued)

Subsidiaries As of 31 December 2012 and 31 December 2011, the Group had ownership interests of more than 50%, directly or indirectly, in the following Subsidiaries: Persentase kepemilikan/ Percentage of ownership Langsung/ Direct

Tidak langsung/ Indirect

1. Pertamina Energy Trading Limited, Hong Kong Entitas Anak/ Subsidiaries of Pertamina Energy Trading Limited: - Zambesi Investments Limited, Hong Kong - Pertamina Energy Services Pte. Limited, Singapura/ Singapore

Company)

Subsidiaries and Associates

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 31 Desember 2011, Grup memiliki kepemilikan lebih dari 50%, secara langsung maupun tidak langsung, pada Entitas Anak sebagai berikut:

____

(the

Based on Presidential Regulation No. 9/2013 dated 10 January 2013, the Special Working Unit on Upstream Oil and Gas Activities (“SKK MIGAS”) was established to replace the SKSP Migas.

Entitas Anak

Entitas Anak/ Subsidiaries

(Persero)

2011

2012

Efektif/ Effective

2011

2012

2011

-

-

100.00%

100.00%

100.00%

100.00%

100.00%

100.00%

-

-

100.00%

100.00%

100.00%

100.00%

-

-

100.00%

100.00%

-

-

95.00%

95.00%

95.00%

95.00%

99.96% -

99.96% 99.80%

-

-

94.96% -

94.96% 94.81%



UMUM (lanjutan) b.

1.

Entitas Anak dan Perusahaan Asosiasi (lanjutan) i.

GENERAL (continued) b.

Entitas Anak (lanjutan)

Subsidiaries and Associates (continued)

i.

Tidak langsung/ Indirect Entitas Anak/ Subsidiaries 3. PT Pertamina Hulu Energi Entitas Anak/Subsidiaries of PT Pertamina Hulu Energi: - PT Pertamina Hulu Energi Karama - PT Pertamina Hulu Energi Jabung - PT Pertamina Hulu Energi Tomori Sulawesi - PT Pertamina Hulu Energi Jambi Merang - PT Pertamina Hulu Energi Simenggaris - PT Pertamina Hulu Energi Salawati - PT Pertamina Hulu Energi Raja Tempirai - PT Pertamina Hulu Energi Gebang North Sumatera - PT Pertamina Hulu Energi South Jambi B - PT Pertamina Hulu Energi Kakap - PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java - PT Pertamina Hulu Energi Ogan Komering - PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore - PT Pertamina Hulu Energi Tengah K - PT Pertamina Hulu Energi Corridor - PT Pertamina Hulu Energi Salawati Basin - PT Pertamina Hulu Energi Makassar Strait - PT Pertamina Hulu Energi Pasiriaman - PT Pertamina Hulu Energi Coastal Plains Pekanbaru - PT Pertamina Hulu Energi Donggala - PT Pertamina Hulu Energi Tuban - PT Pertamina Hulu Energi ONWJ - Pertamina Hulu Energi ONWJ Ltd., Delaware, USA Pertamina Hulu Energi Australia Pty. Ltd., Australia - PT Pertamina Hulu Energi Semai II - PT Pertamina Hulu Energi Metana Kalimantan A - PT Pertamina Hulu Energi Metana Kalimantan B

2012

2011

Subsidiaries (continued) Persentase kepemilikan/ Percentage of ownership Langsung/ Direct 2012

Efektif/ Effective 2012

2011

1.28%

1.28%

98.72%

2011 98.72%

100.00%

100.00%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.99%

99.99%

-

-

98.71%

98.71%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

100.00%

100.00%

-

-

98.72%

98.72%

100.00%

100.00%

-

-

98.72%

98.72%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%



UMUM (lanjutan) b.

1.




Subsidiaries and associates (continued)

i.

Persentase kepemilikan/ Percentage of ownership Langsung/ Direct

Tidak langsung/ Indirect Entitas Anak/ Subsidiaries PT Pertamina Hulu Energi Metana Sumatera Tanjung Enim - PT Pertamina Hulu Energi Metana Sumatera 2 - PT Pertamina Hulu Energi West Glagah Kambuna - PT Pertamina Hulu Energi Randugunting - PT Pertamina Hulu Energi Metana Sumatera 1 - PT Pertamina Hulu Energi Metana Sumatera 5 - Pertamina Hulu Energi OSES Ltd., Jepang/ Japan - PT Pertamina Hulu Energi Metan Tanjung II - PT Pertamina Hulu Energi Metan Tanjung IV - Pertamina Hulu Energi Jawa Ltd., Jepang/ Japan PT Pertamina Hulu Energi Metana Suban I PT Pertamina Hulu Energi Metana Suban II PT Pertamina Hulu Energi Metana Sumatera 4 PT Pertamina Hulu Energi Metana Sumatera 3 PT Pertamina Hulu Energi Metana Sumatera 6 PT Pertamina Hulu Energi Metana Sumatera 7 PT Pertamina Hulu Energi MNK Sumatera Utara 4. PT Patra Jasa 5. PT Pertamina Patra Niaga (dahulu/formerly PT Patra Niaga) Entitas Anak/Subsidiaries of PT Pertamina Patra Niaga: b) - PT Perta Insana c) - PT Elnusa Rekabina - PT Patra Trading - PT Patra Logistik - PT Patra Teknik b) - PT Patra Fabrikasi 6. PT Pertamina Trans Kontinental (dahulu/formerly PT Pertamina Tongkang) Entitas Anak/Subsidiaries of PT Pertamina Trans Kontinental: - PT Peteka Karya Gapura - PT Peteka Karya Tirta - PT Peteka Karya Jala - PT Peteka Karya Samudera

2012

Subsidiaries (continued)

2011

2012

Efektif/ Effective

2011

2012

2011

-

99.90%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.90%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.90%

99.90%

-

-

98.62%

98.62%

99.90%

99.90%

-

-

98.62%

98.62%

99.99%

99.99%

-

-

98.71%

98.72%

99.90%

99.90%

-

-

98.62%

98.62%

99.90%

99.90%

-

-

98.62%

98.62%

100.00%

100.00%

-

-

98.72%

98.72%

99.90%

99.90%

-

-

98.62%

98.62%

99.90%

99.90%

-

-

98.62%

98.62%

99.00%

99.00%

-

-

97.73%

97.73%

99.50%

-

-

-

98.23%

-

99.50%

-

-

-

98.23%

-

99.50%

-

-

-

98.23%

-

99.50% 0.02% 0.18%

0.02% 0.18%

99.98% 99.82%

99.98% 99.82%

98.23% 100.00% 100.00%

100.00% 100.00%

99.00% 99.00% 98.00% 90.00% 80.70% 55.00% 0.01%

99.00% 99.00% 98.00% 90.00% 80.70% 55.00% 0.01%

99.99%

99.99%

98.82% 98.82% 97.82% 89.84% 80.55% 54.90% 100.00%

98.82% 98.82% 97.82% 89.84% 80.55% 54.90% 100.00%

99.99% 99.99% 99.99%

99.99% 99.99% 99.99%

-

-

99.98% 99.98% 99.98%

99.98% 99.98% 99.98%

99.99%

99.99%

-

-

99.98%

99.98%



UMUM (lanjutan) b.

1.




Subsidiaries and Associates (continued) i.

Tidak langsung/ Indirect Entitas Anak/ Subsidiaries 7. PT Pelita Air Service Entitas Anak/Subsidiary of PT Pelita Air Service: - PT Indopelita Aircraft Service 8. PT Pertamina Retail 9. PT Pertamina Bina Medika 10. PT Pertamina Dana Ventura Entitas Anak/Subsidiary of PT Pertamina Dana Ventura: - PT Mitra Tour & Travel 11. PT Pertamina Training & Consulting 12. PT Pertamina EP 13. PT Pertamina Geothermal Energy 14. Pertamina E&P Libya Limited, British Virgin Islands 15. PT Pertamina EP Cepu 16. PT Pertamina Gas Entitas Anak/Subsidiary of PT Pertamina Gas: - PT Pertagas Niaga 17. PT Tugu Pratama Indonesia Entitas Anak/Subsidiaries of PT Tugu Pratama Indonesia: - Tugu Insurance Company Limited, Hong Kong - PT Tugu Pratama Interindo - PT Pratama Mitra Sejati - TRB (London) Ltd., Inggris/England - Synergy Risk Management Consultant Ltd, Inggris/England - PT Synergy Risk Management Consultants - TIMS System Solutions Limited, Hong Kong 18. PT Pertamina Drilling Services Indonesia d) 19. PT Pertamina East Natuna a) b) c) d)

Telah dilikuidasi/Liquidated Dalam proses likuidasi/In liquidation process Tidak aktif/Inactive Belum beroperasi/Not yet in operation

2012

2011

Subsidiaries (continued) Persentase kepemilikan/ Percentage of ownership Langsung/ Direct 2012

Efektif/ Effective

2011

2012

2011

0.01%

0.01%

99.99%

99.99%

100.00%

100.00%

99.99% 0.02% 0.02%

99.99% 0.02% 0.02%

99.98% 99.98%

99.98% 99.98%

99.99% 100.00% 100.00%

99.99% 100.00% 100.00%

0.07%

0.07%

99.93%

99.93%

100.00%

100.00%

95.00%

95.00%

-

-

94.93%

94.93%

9.00% -

9.00% -

91.00% 99.99%

91.00% 99.99%

100.00% 99.99%

100.00% 99.99%

9.94%

9.94%

90.06%

90.06%

100.00%

100.00%

0.01%

0.01%

100.00% 99.00% 99.99%

100.00% 99.00% 99.99%

100.00% 99.00% 100.00%

100.00% 99.00% 100.00%

99.00% -

99.00% -

65.00%

65.00%

98.99% 65.00%

98.99% 65.00%

100.00% 99.99% 99.99%

100.00% 99.99% 99.99%

-

-

65.00% 64.99% 64.99%

65.00% 64.99% 64.99%

100.00%

100.00%

-

-

65.00%

65.00%

99.90%

99.90%

-

-

64.99%

64.99%

99.90%

99.90%

-

-

64.99%

64.99%

100.00%

100.00%

-

-

65.00%

65.00%

0.13% 0.10%

0.13% -

99.87% 99.90%

99.87% -

100.00% 100.00%

100.00% -


UMUM (lanjutan) b.

1.

Entitas Anak dan Perusahaan Asosiasi (lanjutan) ii.


Perusahaan Asosiasi


Subsidiaries and Associates (continued) ii.

Perusahaan-perusahaan asosiasi dengan kepemilikan langsung adalah sebagai berikut: Perusahaan asosiasi/ Associates 1. Pacific Petroleum &Trading Co. Ltd., Jepang/Japan 2. Korea Indonesia Petroleum Co. Ltd., Labuan Malaysia 3. PT Elnusa Tbk.

The directly owned associates are as follows: Persentase kepemilikan/ Percentage of ownership

1. 2. 3. 4.

PT Donggi Senoro LNG PT Tugu Reasuransi Indonesia PT Asuransi Samsung Tugu a) PT Patra Bumi Lerep Permai

a) Telah dijual di bulan Juli 2012/Sold in July 2012

Kegiatan usaha/ Nature of business

50.00%

Jasa pemasaran/Marketing services

45.00%

Jasa pemasaran/Marketing services

41.10%

Pengolahan dan penjualan hasil olahan minyak dan gas, jasa konstruksi dan perminyakan, teknologi informasi dan telekomunikasi/Processing and sale of oil and gas products, construction and oilfield services, information technology and telecommunications

Perusahaan-perusahaan asosiasi dengan kepemilikan tidak langsung adalah sebagai berikut: Perusahaan asosiasi/ Associates

Associates

The indirectly owned associates are as follows: Persentase kepemilikan efektif/ Effective percentage of ownership 29.00% 25.00% 19.50% 23.60%


Pengolahan LNG/LNG processing Reasuransi/Reinsurance Asuransi/Insurance Perkebunan/Plantation


UMUM (lanjutan) b.


Entitas Anak dan Perusahaan Asosiasi (lanjutan) iii. Entitas Ventura Bersama


Subsidiaries and Associates (continued) iii. Joint Venture Entities

Entitas ventura bersama dengan kepemilikan langsung adalah sebagai berikut: Entitas ventura bersama/ Joint venture entity 1. PT Nusantara Regas

The directly owned joint venture entity is as follows: Persentase kepemilikan/ Percentage of ownership

Entitas ventura bersama/ Joint venture entities

Regasifikasi LNG/LNG regasification

60.00%

Entitas ventura bersama dengan kepemilikan tidak langsung adalah sebagai berikut:


The indirectly owned joint venture entities are as follows: Persentase kepemilikan/ Percentage of ownership


1. PT Patra SK

35.00%

Pengolahan LBO/LBO processing

2. PT Perta-Samtan Gas

66.00%

Pengolahan LNG/LNG processing

3. PT Perta Daya Gas

65.00%

Regasifikasi LNG/LNG regasification

Grup menganggap keberadaan hak keikutsertaan yang substantif dari pemegang saham non-pengendali PT Nusantara Regas, PT Perta-Samtan Gas dan PT Perta Daya Gas yang menyebabkan pemegang saham tersebut memiliki hak veto atas kebijakan keuangan dan operasional yang penting. Dengan pertimbangan hak yang dimiliki pemegang saham non-pengendali, Grup tidak memiliki pengendalian atas kebijakan keuangan dan operasional yang penting di PT Nusantara Regas, PT Perta-Samtan Gas, dan PT Perta Daya Gas meskipun Grup memiliki kepemilikan saham lebih dari 50%.

The Group considered the existence of substantive participating rights held by the non-controlling shareholders of PT Nusantara Regas, PT Perta-Samtan Gas and PT Perta Daya Gas which provide such shareholders with a veto right over the significant financial and operating policies. With respect to non-controlling rights, the Group does not have control over the financial and operating policies of PT Nusantara Regas, PT Perta-Samtan Gas and PT Perta Daya Gas even though the Group has over 50% of share ownership.



IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING

2.

SUMMARY POLICIES

OF

SIGNIFICANT

ACCOUNTING

Laporan keuangan konsolidasian Grup telah disusun oleh Direksi dan diselesaikan pada tanggal 15 Februari 2013.

The consolidated financial statements of the Group were prepared by the Board of Directors and finalised on 15 February 2013.

Kebijakan akuntansi dan pelaporan keuangan yang telah diterapkan oleh Grup sesuai dengan standar akuntasi keuangan di Indonesia, yaitu berdasarkan Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK). Kebijakan akuntansi diterapkan secara konsisten dalam penyusunan laporan keuangan konsolidasian untuk periode yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 oleh Grup.

The accounting and financial reporting policies adopted by the Group conform to the Indonesian financial accounting standards, which are based on Indonesian Statements of Financial Accounting Standards (SFAS). The accounting policies were applied consistently in the preparation of the consolidated financial statements for the periods ended 31 December 2012 and 2011 by the Group.

a.

a.

b.

Dasar penyusunan konsolidasian

laporan

keuangan

Basis of preparation of the consolidated financial statements

Laporan keuangan konsolidasian telah disusun dengan harga perolehan, kecuali aset keuangan yang tersedia untuk dijual dan aset keuangan dan liabilitas keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laporan laba-rugi.

The consolidated financial statements have been prepared on the basis of historical cost, except for available-for-sale financial assets and financial assets and financial liabilities which are measured at fair value through profit or loss.

Laporan arus kas konsolidasian disusun dengan menggunakan metode langsung dan mengklasifikasi arus kas menjadi kegiatan operasi, investasi dan pendanaan.

The consolidated statements of cash flows have been prepared based on the direct method by classifying the cash flows on the basis of operating, investing and financing activities.

Laporan keuangan konsolidasian disajikan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat (”US$”), kecuali dinyatakan lain.

The consolidated financial statements are presented in thousands of US Dollar (“US$”), unless otherwise stated.

Perubahan kebijakan pengungkapan

akuntansi

dan

b.

Changes in disclosures

accounting

policies

and

i. Standar baru dan revisi yang diadopsi oleh Grup

i. New and amended standards adopted by the Group

Berikut ini adalah perubahan atas standar yang wajib diterapkan untuk pertama kali untuk tahun buku yang dimulai pada tanggal 1 Januari 2012.

The following amendments to standards are mandatory for the first time for the financial year beginning on 1 January 2012.



IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) b.

Perubahan kebijakan pengungkapan (lanjutan)

akuntansi

dan

i. Standar baru dan revisi yang diadopsi oleh Grup (lanjutan) -

PSAK No. 10 (Revisi 2010), “Pengaruh Perubahan Kurs Valuta Asing”

2.

SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued)

ACCOUNTING

b.

policies

Changes in accounting disclosures (continued) i.

and

New and amended standards adopted by the Group (continued) -

SFAS No. 10 (Revised 2010), “Effects of Changes in Foreign Exchange Rates”

Standar ini memberikan pedoman bagaimana memasukkan transaksi dalam mata uang asing dan kegiatan usaha luar negeri ke dalam laporan keuangan entitas dan bagaimana menjabarkan laporan keuangan ke dalam mata uang penyajian. Standar ini juga mensyaratkan entitas untuk mengukur aset kewajiban, pendapatan, dan biaya dalam mata uang fungsional, yang didefinisikan sebagai mata uang pada lingkungan ekonomi utama dimana entitas beroperasi.

This standard provides guidance on how to record foreign currency transactions and foreign operations in the entity's financial statements and how to describe the financial statements in the presentation currency. This standard also requires entities to measure assets, liabilities, revenues, and cost in its functional currency, defined as the currency of the primary economic environment in which the entity operates.

Grup telah melakukan evaluasi atas mata uang fungsionalnya dan menentukan bahwa Dolar Amerika Serikat adalah mata uang pada lingkungan ekonomi utama dimana Grup beroperasi. Sehubungan dengan hal ini, Grup telah menyajikan kembali laporan keuangan konsolidasian periode sebelumnya ke dalam mata uang fungsional Dolar Amerika Serikat dan mengubah mata uang pelaporan menjadi Dolar Amerika Serikat (lihat Catatan 4).

The Group has performed evaluation of its functional currency and determined that US Dollar is the currency of the primary economic environment in which the Group operates. Accordingly, the Group has restated the prior period consolidated financial statements to US Dollar functional currency and changed its presentation currency to US Dollar (refer to Note 4).





akuntansi

dan


PSAK No. 24 (Revisi 2010), “Imbalan Kerja”

2.


ACCOUNTING

b.

policies


and


SFAS No. 24 (Revised 2010), “Employee Benefits”

Standar yang telah direvisi ini menyatakan bahwa seluruh penghargaan berbasis saham yang diberikan ke pekerja harus dicatat dengan menggunakan prinsip-prinsip yang terdapat pada PSAK 53, “Pembayaran Berbasis Saham”. Beberapa revisi penting pada standar ini yang relevan bagi Grup adalah sebagai berikut:

This revised standard clarifies that all share based awards granted to employees should be accounted for using the principles of SFAS 53,”ShareBased Payment”. Several notable revisions which are relevant to the Group are as follows:

(1)

Pengakuan keuntungan/(kerugian) aktuarial Standar yang direvisi ini memperkenalkan alternatif metode baru untuk mengakui keuntungan/(kerugian) aktuarial, yaitu dengan mengakui seluruh keuntungan/(kerugian) melalui pendapatan komprehensif lainnya.

(1)

Recognition of actuarial gains/(losses) The revised standard introduces a new alternative method to recognise actuarial gains/(losses), that is to recognise all actuarial gains/(losses) in full through other comprehensive income.

(2)

Item-item pengungkapan Standar yang direvisi ini mengemukakan beberapa persyaratan pengungkapan, antara lain: - Presentase atau jumlah setiap kategori utama yang membentuk nilai wajar dari aset program; - Deskripsi naratif mengenai dasar yang digunakan untuk menentukan ekspektasi tingkat imbal hasil aset program keseluruhan; - Jumlah atas nilai kini kewajiban imbalan pasti dan nilai wajar aset program untuk periode tahun berjalan dan empat periode tahunan sebelumnya; dan - Jumlah penyesuaian pengalaman yang muncul atas liabilitas program dan aset program untuk periode tahun berjalan dan empat periode tahunan sebelumnya.

(2)

Disclosure items The revised standard introduces a number of disclosure requirements including disclosure of: - The percentage or amount of

each major category of investment making up total plan assets; - A narrative description of the basis used to determine the overall expected rate of return on assets; - The

amounts for the current annual period and the previous four annual periods of present value of the defined benefit obligation and fair value of the plan assets; and - The amounts for the current annual period and the previous four annual periods of experience adjustments arising on the plan liabilities and plan assets.





akuntansi

dan


PSAK No. 24 (Revisi 2010), “Imbalan Kerja” (lanjutan)

2.


ACCOUNTING

b.

policies



Grup telah memilih untuk tetap menggunakan pendekatan koridor dalam pengakuan keuntungan/ (kerugian) aktuarial. Grup telah memberikan pengungkapan tambahan pada Catatan 21. -

PSAK No. 46 (Revisi 2010), “Pajak Penghasilan”

PSAK No. 60, “Instrumen Keuangan: Pengungkapan”

SFAS No. 24 (Revised 2010), “Employee Benefits” (continued) The Group has elected to continue to use the corridor approach in the recognition of actuarial gains/(losses). The Group has added additional disclosures in Note 21.

-

Tidak terdapat perubahan yang signifikan pada kebijakan akuntansi. Terkait perlakuan akuntansi untuk hasil pemeriksaan pajak tidak lagi disajikan sebagai bagian dari biaya lain-lain, tetapi disajikan sebagai bagian dari beban pajak penghasilan. -

and

SFAS No. 46 (Revised 2010), “Income Taxes” There are no significant changes to the accounting policy. As they relate to the accounting treatment of tax audit results should no longer be presented as part of other expenses, but should be presented as part of income tax expense.

-

SFAS No. 60, “Financial Instruments: Disclosures”

Standar yang baru menggabungkan dan memperluas sejumlah persyaratan pengungkapan yang telah ada sebelumnya dan menambahkan beberapa pengungkapan baru.

The new standard consolidates and expands a number of existing disclosure requirements and adds some new disclosures.

Prinsip utama dari standar ini adalah untuk mengungkapan informasi yang memadai yang membuat pengguna laporan keuangan mampu mengevaluasi kinerja dan posisi keuangan instrumen keuangan yang signifikan milik perusahaan. PSAK 60 berisi pengungkapan-pengungkapan baru atas risiko-risiko dan manajemen risiko dan mensyaratkan entitas pelaporan untuk melaporkan sensitivitas instrumen keuangannya terhadap pergerakan risiko-risiko tersebut. Beberapa peraturan baru yang penting antara lain:

The overriding principle of this standard is to disclose sufficient information to enable users of financial statements to evaluate the significance of financial instruments for an entity’s financial performance and position. SFAS 60 contains new disclosures on risks and risk management and requires reporting entities to report the sensitivity of their financial instruments to movements in risks. Some of the notable new requirements are:

(1)

(1)

Pengungkapan kualitatif dan kuantitatif atas dampak dari risikorisiko, antara lain risiko pasar, risiko kredit dan risiko likuiditas;

Qualitative and quantitative disclosures of the impact of risks, including market risk, credit risk and liquidity risk;





akuntansi

dan


PSAK No. 60, “Instrumen Keuangan: Pengungkapan” (lanjutan) (2)

(3)

2.


ACCOUNTING

b.

policies



Penambahan pengungkapan untuk item-item yang mempengaruhi jumlah pendapatan komprehensif, dimana keuntungan dan kerugian dipisahkan berdasarkan kategori instrumen keuangan; dan Pengungkapan nilai wajar untuk setiap kelas aset dan kewajiban keuangan, serta pengungkapan hirarki nilai wajar untuk instrumen keuangan yang diukur dengan nilai wajar pada tanggal pelaporan.

Grup telah menyertakan pengungkapan yang dipersyaratkan PSAK 60 untuk laporan keuangan dengan periode yang berakhir 31 Desember 2012. -

PSAK No. 64 (Revisi 2011), “Aktivitas Eksplorasi dan Evaluasi pada Pertambangan Sumber Daya Mineral” Kini, perlakuan akuntansi untuk aktivitas eksplorasi dan evaluasi diatur dalam PSAK No. 64. Mengacu pada PSAK No. 64, entitas tidak diperbolehkan untuk mengaplikasikan standar ini untuk pengeluaran yang terjadi sebelum eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral berlangsung, misalnya pengeluaran yang terjadi sebelum entitas memperoleh hak hukum untuk mengeksplorasi suatu wilayah tertentu, atau setelah dapat dibuktikan terdapat kelayakan teknis dan komersial atas penambangan sumber daya mineral.

and

SFAS No. 60, “Financial Instruments: Disclosures” (continued) (2)

Enhanced disclosures for items affecting total comprehensive income so that gains and losses are separated by each category of financial instruments; and

(3)

Disclosures of fair values of each class of financial assets and liabilities and disclosure of fair value hierarchy for financial instruments measured at fair value at the reporting date.

The Group has incorporated disclosure requirements of SFAS 60 for the financial statement with the period ending 31 December 2012. -

SFAS No. 64 (Revised 2011), “Exploration and Evaluation of Mineral Resources” The accounting treatment of exploration and evaluation activity is now addressed by SFAS 64. According to SFAS 64, an entity shall not apply this standard to expenditure incurred before the exploration and evaluation of mineral resources, such as expenditure incurred before the entity has obtained the legal rights to explore a specific area, or after the technical feasibility and commercial viability of extracting mineral resources is demonstrable.





akuntansi

dan


PSAK No. 64 (Revisi 2011), “Aktivitas Eksplorasi dan Evaluasi pada Pertambangan Sumber Daya Mineral” (lanjutan)

2.


ACCOUNTING

b.

policies


and


SFAS No. 64 (Revised 2011), “Exploration and Evaluation of Mineral Resources” (continued)

Tidak terdapat perubahan atas jumlah aktual biaya eksplorasi dan evaluasi yang telah dikapitalisasi. Hal ini dikarenakan ketentuan transisi dalam PSAK 64 memperbolehkan entitas untuk meneruskan kebijakan akuntansi yang sebelumnya (sebagaimana tercantum dalam Catatan 2n) dan Grup telah memutuskan untuk meneruskan kebijakan akuntansi tersebut. Grup juga menetapkan bahwa tidak terdapat perubahan pada pengukuran setelah pengakuan awal atas aset eksplorasi dan evaluasi dari kebijakan akuntansi terdahulu atas persyaratan baru PSAK 64, kecuali untuk penurunan nilai. PSAK 64 memperkenalkan suatu cara baru dalam pengujian penurunan nilai untuk aset eksplorasi dan evaluasi. Grup melakukan pengujian nilai atas aset eksplorasi dan evaluasi hanya ketika terdapat indikasi penurunan nilai. Indikator penurunan nilai termasuk, namun tidak terbatas pada: - Hak untuk mengeksplorasi suatu wilayah telah berakhir atau akan berakhir pada waktu dekat tanpa adanya pembaruan; - Tidak ada eksplorasi dan evaluasi lebih lanjut yang direncanakan atau dianggarkan; - Suatu keputusan telah dibuat untuk tidak melanjutkan eksplorasi dan evaluasi di suatu wilayah karena tidak adanya cadangan komersial; dan - Terdapat data yang memadai untuk mengindikasikan bahwa nilai buku tidak akan terpulihkan oleh pengembangan dan produksi di masa datang.

There has been no change to the actual amounts of exploration and evaluation expenditure capitalised by the Group. This is because the transitional provisions of SFAS 64 allow an entity to retain its previous initial recognition policy (as set out in Note 2n) and the Group has decided to do so. Following analysis, the Group has also determined there is no change in the subsequent measurement of the exploration and evaluation assets from the previous accounting policy under the new requirements of SFAS 64, except for impairment. SFAS 64 introduces a new impairment-testing regime for exploration and evaluation assets. The Group assesses exploration and evaluation assets for impairment only when there are indicators that impairment exists. Indicators of impairment include, but are not limited to:

Pengenalan persyaratan pengujian penurunan nilai yang baru tidak menyebabkan perubahan bagi beban penurunan nilai Grup.

The introduction of the new impairment testing requirements has not resulted in any changes to the impairment charge for the Group.

-

Rights to explore in an area have expired or will expire in the near future without renewal;

-

No further exploration or evaluation is planned or budgeted;

-

A decision has been made to discontinue exploration and evaluation in an area because of the absence of commercial reserves; and

-

Sufficient data exists to indicate that the book value will not be fully recovered from future development and production.





akuntansi

dan


PSAK No. 64 (Revisi 2011), “Aktivitas Eksplorasi dan Evaluasi pada Pertambangan Sumber Daya Mineral” (lanjutan)

2.


ACCOUNTING

b.

policies


and


SFAS No. 64 (Revised 2011), “Exploration and Evaluation of Mineral Resources” (continued)

Setelah penenerapan PSAK 64, aset eksplorasi dan evaluasi yang kelayakan teknis dan komersialnya telah teridentifikasi direklasifikasi ke “aset minyak dan gas serta panas bumi dalam tahap pengembangan” pada akun aset minyak dan gas, di mana pada kebijakan sebelumnya tidak ada pemisahan antara pencatatan aset eksplorasi dan evaluasi yang ditangguhkan dan asset pengembangan. Lihat Catatan 13, “Aset Minyak dan Gas serta Panas Bumi” untuk jumlah yang direklasifikasi dan saldo terkait sebelum dan sesudah reklasifikasi.

Following the adoption of SFAS 64, exploration and evaluation assets for which technically feasible and commercially viable reserves have been identified are reclassified to “oil & gas and geothermal properties under development” in the oil and gas properties, whereas under the previously there were no distinction in the recording of exploration and evaluation assets and development assets. See Note 13, “Oil & Gas and Geothermal Properties” for the amount reclassified and the relevant balances before and after reclassification.

PSAK 64 menyatakan bahwa biaya eksplorasi dan evaluasi yang ditangguhkan harus diklasifikasi sebagai aset tetap atau aset takberwujud tergantung sifatnya. Grup telah menentukan bahwa aset eksplorasi dan evaluasi mereka adalah termasuk aset tak berwujud, kecuali jika terkait dengan suatu aset fisik.

SFAS 64 states deferred exploration and evaluation should be classified as a tangible or intangible asset according to its nature. The Group has determined that its exploration and evaluation assets are intangible asset, unless they relate to physical assets.





akuntansi

dan


PSAK No. 28 (Revisi 2010), “Akuntansi Kontrak Asuransi Kerugian” dan PSAK No. 62, “Kontrak Asuransi”

2.


ACCOUNTING

b.

policies


and


SFAS No. 28 (Revised 2010), “Accounting for General Insurance Contract” and SFAS No. 62, “Insurance Contract”

Standar ini mengatur pelaporan keuangan kontrak asuransi oleh setiap entitas yang menerbitkan kontrak asuransi.

These standards set up financial reporting related to insurance contracts by each entity that issues insurance contracts.

Prinsip utama dari standar ini adalah untuk mengungkapkan informasi yang memadai kepada pengguna laporan keuangan mengenai jumlah dalam laporan keuangan asuradur yang timbul dari kontrak asuransi dan membantu pengguna laporan keuangan untuk memahami jumlah, waktu dan ketidakpastian arus kas masa depan dari kontrak asuransi.

The main principles of these standards are to disclose sufficient information to financial report users on the amounts in the financial statements that arise from insurance contracts and help the users of financial statements to understand the amount, timing and future cash flow uncertainty of insurance contracts.

Perubahan yang disebabkan oleh penerapan PSAK 28 dan 62 ini adalah sebagai berikut:

The changes caused by the implementation of SFAS 28 and 62 are as follows:

1)

Pemisahan komponen deposit dan komponen asuransi di dalam kontrak asuransi

1) Separation between deposit and insurance component under insurance contract

2)

Tes kecukupan liabilitas dengan menggunakan estimasi kini atas arus kas masa depan berdasarkan kontrak asuransi

2) Liability adequacy testing using present value estimation on future cash flow based on insurance contracts

3)

Pemisahan kontrak asuransi jangka pendek dan kontrak asuransi jangka panjang Penyajian estimasi klaim dengan basis gross

3) Separation between short-term and long-term insurance contract

Pengungkapan jumlah yang timbul dari kontrak asuransi dan sifat serta luas risiko dari kontrak asuransi

5) Disclosure of the amounts arising from insurance contract and the nature and extent of risk in insurance contracts

4) 5)

4) Presentation of estimated claims on a gross basis





akuntansi

dan


2.


ACCOUNTING

b.

policies


and

New and amended standards adopted by the Group (continued)

ISAK No. 25, “Hak atas Tanah”

-

IFAS No. 25, “Landrights”

Penerapan ISAK 25 tidak berdampak pada laporan keuangan konsolidasian karena manajemen telah menyajikan nilai hak atas tanah sesuai dengan ISAK 25.

Implementation of IFAS 25 had no effect on the amounts reported in the consolidated financial statements since the management has presented the landrights in acordance with IFAS 25.

ii. Penerapan dari standar dan interpretasi baru/revisi berikut, tidak menimbulkan perubahan besar terhadap kebijakan akuntansi Grup dan efek material terhadap laporan keuangan konsolidasian

ii. The adoption of these new/revised standards and interpretations did not result in substantial changes to the Group’s accounting policies and had no material effect on the amounts reported in the consolidated financial statements

Standar baru, revisi terhadap standar yang telah ada dan interpretasi berikut ini, telah diterbitkan dan wajib untuk diterapkan untuk pertama kali untuk tahun buku Grup yang dimulai pada atau setelah tanggal 1 Januari 2012 atau periode setelahnya. Grup telah mengadopsinya tetapi tidak ada dampaknya karena tidak relevan terhadap bisnis Grup saat ini.

The following new standards, amendments to existing standards and interpretations have been published and are mandatory for the first time for the Group’s financial year beginning on 1 January 2012 or later periods. The Group has adopted them but they have no impact since they are not currently relevant to the Group’s business.

-

-

-

PSAK No. 13 (Revisi 2011), “Properti Investasi”; PSAK No. 16 (Revisi 2011), “Aset Tetap”; PSAK No. 18 (Revisi 2010), “Akuntansi dan Pelaporan Program Manfaat Purnakarya”; PSAK No. 26 (Revisi 2011), “Biaya Pinjaman”; PSAK No. 30 (Revisi 2011), “Sewa”; PSAK No. 33 (Revisi 2011), “Aktivitas Pengupasan Lapisan Tanah dan Pengelolaaan Lingkungan Hidup pada Pertambangan Umum”;

-

SFAS No. 13 (Revised 2011), “Investment Properties”; SFAS No. 16 (Revised 2011), “Fixed Assets”; SFAS No. 18 (Revised 2010),“Accounting and Reporting by Retirement Benefit Plans”; SFAS No. 26 (Revised 2011), “Borrowing Costs”; SFAS No. 30 (Revised 2011), “Lease”; SFAS No. 33 (Revised 2011), “Stripping Activities and Environmental Management in General Mining”;





akuntansi

dan

ii. Penerapan dari standar dan interpretasi baru/revisi berikut, tidak menimbulkan perubahan besar terhadap kebijakan akuntansi Grup dan efek material terhadap laporan keuangan konsolidasian (lanjutan) -

-

2.


ACCOUNTING

b.

policies

Changes in accounting disclosures (continued)

and

ii. The adoption of these new/revised standards and interpretations did not result in substantial changes to the Group’s accounting policies and had no material effect on the amounts reported in the consolidated financial statements (continued)

PSAK No. 34 (Revisi 2010), “Kontrak Konstruksi”; PSAK No. 36 (Revisi 2010), “Akuntansi Asuransi Jiwa”; PSAK No. 45 (Revisi 2011), “Pelaporan Keuangan Entitas Nirlaba”; PSAK No. 50 (Revisi 2010), “Instrumen Keuangan: Penyajian”; PSAK No. 53 (Revisi 2010), “Pembayaran Berbasis Saham”; PSAK No. 55 (Revisi 2010), “Instrumen Keuangan: Pengakuan dan Pengukuran”; PSAK No. 56 (Revisi 2011), “Laba Per Saham”; PSAK No. 61, “Akuntansi Hibah Pemerintah dan Pengungkapan Bantuan Pemerintah”; PSAK No. 63 (Revisi 2011), “Pelaporan Keuangan dalam Ekonomi Hiperinflasi”;

-

ISAK No. 13, “Lindung Nilai Investasi Neto dalam Kegiatan Usaha Luar Negeri”; ISAK No. 15, “Batas Aset Imbalan Pasti, Persyaratan Pendanaan Minimum dan Interaksinya”; ISAK No. 16, ”Pengaturan Konsesi Jasa”; ISAK No. 18, “Bantuan Pemerintah Tidak Berelasi Spesifik dengan Aktivitas Operasi”; ISAK No. 19, “Aplikasi Pendekatan Penyajian Kembali Pada PSAK No. 63: Pelaporan Keuangan Dalam Ekonomi Hiperinflasi”; ISAK No. 20, “Pajak Penghasilan Perubahan dalam Status Pajak Entitas atau Para Pemegang Sahamnya”; ISAK No. 22, “Perjanjian Konsesi Jasa: Pengungkapan”; ISAK No. 23, “Sewa Operasi - Insentif”;

-

ISAK No. 24, “Evaluasi Substansi Beberapa Transaksi yang Melibatkan Suatu Bentuk Legal Sewa”; dan ISAK No. 26, “Penilaian Ulang Derivatif Melekat”.

-

-

-

-

-

SFAS No. 34 (Revised 2010), “Construction Contracts”; SFAS No. 36 (Revised 2010), “Accounting for Life Insurance”; SFAS No. 45 (Revised 2011), “Report of Non-profit Entity”; SFAS No. 50 (Revised 2010), “Financial Instruments: Presentation”; SFAS No. 53 (Revised 2010), “ShareBased Payments”; SFAS No. 55 (Revised 2010), “Financial Instrument: Recognition and Measurement”; SFAS No. 56 (Revised 2011), “Earning Per Share”; SFAS No. 61, “Accounting for Government Grants and Disclosure of Government Assistance”; SFAS No. 63 (Revised 2011), “Financial Reporting in Hyperinflationary Economies”; IFAS No. 13, “Hedging of a Net Investment in a Foreign Operation”; IFAS No. 15, “The Limit on a Defined Benefit Asset, Minimum Funding Requirements and their Interaction”; IFAS No. 16, “Service Concession Arrangements”; IFAS No. 18, “Government Assistance No Specific Relation to Operating Activities”; IFAS No. 19, “Restatement Approach on SFAS No. 63: Financial Reporting in Hyperinflationary Economies”; IFAS No. 20, “Income Taxes - Changes in the Tax Status of an Entity or its Shareholders”; IFAS No. 22, “Service Concession Arrangements: Disclosure”; IFAS No. 23, “Operating Lease – Incentives”; IFAS No. 24, “Evaluating the Substance of Transaction Involving the Legal Form of a Lease”; and IFAS No. 26, “Re-assessment of Embedded Derivatives”.





akuntansi

dan

2.


ACCOUNTING

b.

policies

Changes in accounting disclosures (continued)

and

ii. Penerapan dari standar dan interpretasi baru/revisi berikut, tidak menimbulkan perubahan besar terhadap kebijakan akuntansi Grup dan efek material terhadap laporan keuangan konsolidasian (lanjutan)

ii. The adoption of these new/revised standards and interpretations did not result in substantial changes to the Group’s accounting policies and had no material effect on the amounts reported in the consolidated financial statements (continued)

Pencabutan standar dan interpretasi ini tidak menyebabkan perubahan signifikan terhadap kebijakan akuntansi Grup dan tidak berdampak material atas jumlah yang dilaporkan atas periode berjalan atau periode sebelumnya:

The withdrawals of these standards and interpretations did not result in significant changes to the Group’s accounting policies and had no material effect on the amounts reported for the current or prior financial period:

-

PSAK No. 11, “Penjabaran Laporan Keuangan dalam Mata Uang Asing”; PSAK No. 27, “Akuntansi Koperasi”;

-

PSAK No. 29, “Akuntansi Minyak dan Gas Bumi”; PSAK No. 39, “Akuntansi Kerja Sama Operasi”; PSAK No. 52, ”Mata Uang Pelaporan”; ISAK No. 4, “Alternatif Perlakuan yang Diizinkan atas Selisih Kurs”; dan ISAK No. 5, “Pelaporan Perubahan Nilai Wajar Investasi Efek dalam Kelompok Tersedia untuk Dijual”.

-

-

-

-

-

SFAS No. 11, “Translation of Financial Statements in Foreign Currencies”; SFAS No. 27, “Accounting for Cooperatives”; SFAS No. 29, “Accounting for Oil and Gas”; SFAS No. 39, “Accounting for Joint Operations”; SFAS No. 52, “Reporting Currencies”; IFAS No. 4, “Allowable Alternative Treatment of Foreign Exchange Differences”; and IFAS No. 5, “Reporting Changes in Fair Value of Securities included in Available for Sale Investment”.

Grup sedang mengevaluasi dampak yang mungkin ditimbulkan dari revisi atas PSAK 38, “Kombinasi Bisnis pada Entitas Pengendali” dan pencabutan atas PSAK 51, “Akuntansi Kuasi-Reorganisasi (PPSAK 10)” yang wajib diterapkan untuk periode pelaporan keuangan yang dimulai 1 Januari 2013.

The Group is still evaluating the possible impact of the revision on SFAS 38, “Business Combinations on Entity Under Common Control” and withdrawal of SFAS 51, “Quasi Reorganisation (PPSAK 10)”, which are mandatory for financial reporting periods beginning 1 January 2013.

Pencabutan PSAK No. 29 “Akuntansi Minyak dan Gas Bumi” tidak berdampak pada akuntansi yang digunakan oleh Grup. Sejak 1 Januari 2012, perlakuan akuntansi minyak dan gas bumi tersebut diatur dalam PSAK No. 12 (Revisi 2009), “Bagian Partisipasi dalam Ventura Bersama” serta PSAK No. 64 (Revisi 2011), “Aktivitas Eksplorasi dan Evaluasi pada Pertambangan Sumber Daya Mineral”.

The withdrawal of SFAS No. 29, “Accounting for Oil and Gas”, did not affect the accounting used by the Group. Effective 1 January 2012, the accounting treatment for accounting of oil and gas had been addressed by SFAS No. 12 (Revised 2009), “Interests in Joint Ventures” and SFAS No. 64 (Revised 2011), “Exploration and Evaluation of Mineral Resources”.


IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) c.

Prinsip konsolidasi


SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) c.

ACCOUNTING

Principles of consolidation

Entitas Anak

Subsidiaries

Entitas Anak adalah seluruh entitas (termasuk entitas bertujuan khusus) dimana Grup memiliki kekuasaan untuk mengatur kebijakan keuangan dan operasional atasnya, biasanya melalui kepemilikan lebih dari setengah hak suara. Keberadaan dan dampak dari hak suara potensial yang saat ini dapat dilaksanakan atau dikonversi, dipertimbangkan ketika menilai apakah Grup mengendalikan entitas lain. Entitas Anak dikonsolidasikan secara penuh sejak tanggal pengendalian dialihkan kepada Grup. Entitas Anak tidak dikonsolidasikan sejak tanggal Grup kehilangan pengendalian.

Subsidiaries are entities (including special purpose entities) over which the Group has the power to govern the financial and operating policies generally accompanying a shareholding of more than one half of the voting rights. The existence and effect of potential voting rights that are currently exercisable or convertible are considered when assessing whether the Group controls another entity. Subsidiaries are fully consolidated from the date on which control is transferred to the Group. They are deconsolidated from the date on which that control ceases.

Grup menggunakan metode akuisisi untuk mencatat kombinasi bisnis. Imbalan yang dialihkan untuk akuisisi suatu Entitas Anak adalah sebesar nilai wajar aset yang dialihkan, liabilitas yang diakui dan kepentingan ekuitas yang diterbitkan oleh Grup. Imbalan yang dialihkan termasuk nilai wajar aset atau liabilitas yang timbul dari kesepakatan imbalan kontinjensi. Biaya terkait akuisisi dibebankan ketika terjadi. Aset teridentifikasi yang diperoleh dan liabilitas serta liabilitas kontinjensi yang diambil alih dalam suatu kombinasi bisnis diukur pada awalnya sebesar nilai wajar pada tanggal akuisisi. Untuk setiap akuisisi, Grup mengakui kepentingan nonpengendali pada pihak yang diakuisisi baik sebesar nilai wajar atau sebesar bagian proporsional kepentingan non-pengendali atas aset neto pihak yang diakuisisi.

The Group uses the acquisition method of accounting to account for business combinations. The consideration transferred for the acquisition of an entity is the fair value of the assets transferred, the liabilities incurred and the equity interests issued by the Group. The consideration transferred includes the fair value of any asset or liability resulting from a contingent consideration arrangement. Acquisition-related costs are expensed as incurred. Identifiable assets acquired and liabilities and contingent liabilities assumed in a business combination are measured initially at their fair values at the acquisition date. On every acquisition, the Group recognises any non-controlling interest in the acquiree either at fair value or at the noncontrolling interest’s proportionate share of the acquiree’s net assets.

Selisih lebih imbalan yang dialihkan, jumlah kepentingan non-pengendali pada pihak yang diakuisisi serta nilai wajar pada tanggal akuisisi kepentingan ekuitas sebelumnya dimiliki pihak pengakuisisi atas nilai wajar aset teridentifikasi yang diakuisisi dicatat sebagai goodwill. Jika jumlah ini lebih rendah dari nilai wajar aset bersih entitas yang diakuisisi dalam kasus pembelian dengan diskon, selisihnya diakui langsung dalam laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian.

The excess of the consideration transferred, the amount of any non-controlling interest in the acquiree and the acquisition-date fair value of any previous equity interest in the acquiree over the fair value of the Group’s share of the identifiable net assets acquired is recorded as goodwill. If this is less than the fair value of the net assets of the Subsidiary acquired in the case of a bargain purchase, the difference is recognised directly in the consolidated statements of comprehensive income.




Prinsip konsolidasi (lanjutan)

2.


ACCOUNTING

Principles of consolidation (continued)


Subsidiaries (continued)

Goodwill merupakan selisih lebih antara harga perolehan investasi dan nilai wajar bagian Grup atas aset bersih Entitas Anak yang diakuisisi pada tanggal akuisisi. Sebelum 1 Januari 2011, goodwill diamortisasi selama masa KKS menggunakan metode unit produksi dimulai sejak tanggal akuisisi menggunakan basis estimasi cadangan terbukti. Perubahan dalam estimasi cadangan dilakukan secara prospektif, dimulai sejak awal periode terjadinya perubahan.

Goodwill represents the excess of the acquisition cost over the fair value of the Group’s share of the net assets of the acquired Subsidiary at the date of acquisition. Before 1 January 2011, goodwill was amortised over the period of the PSC using the units of production method from the date of the acquisition based on estimated proven reserves. Changes in estimated reserves are accounted for on a prospective basis, from the beginning of the period in which the change occurs.

Sebagai hasil dari penerapan PSAK No. 22 pada tanggal 1 Januari 2011, Grup telah menerapkan kebijakan baru secara prospektif terkait dengan goodwill, dimana goodwill tidak akan diamortisasi lagi, tetapi dilakukan pengujian penurunan nilai secara tahunan dan dicatat pada biaya perolehan dikurangi penurunan nilai.

As a result of adopting SFAS No. 22 on 1 January 2011, the Group has applied the new accounting policy prospectively in respect of goodwill whereby goodwill will no longer be amortised but will be tested annually for impairment and carried at cost less impairment.

Transaksi, saldo dan keuntungan antar entitas Grup yang belum direalisasi telah dieliminasi. Kerugian yang belum direalisasi juga dieliminasi. Kebijakan akuntansi Entitas Anak diubah jika diperlukan untuk memastikan konsistensi dengan kebijakan akuntasi yang diadopsi Grup.

Intercompany transactions, balances and unrealised gains on transactions between Group companies are eliminated. Unrealised losses are also eliminated. Accounting policies of Subsidiaries have been changed where necessary to ensure consistency with the policies adopted by the Group.

Transaksi dengan pengendali

Transactions with non-controlling interests

kepentingan

non-

Grup memperlakukan transaksi dengan kepentingan non-pengendali sebagai transaksi dengan pemilik ekuitas Grup. Untuk pembelian dari kepentingan non-pengendali, selisih antara imbalan yang dibayar dan bagian yang diakuisisi atas nilai tercatat aset bersih Entitas Anak dicatat pada ekuitas. Keuntungan atau kerugian pelepasan kepentingan nonpengendali juga dicatat pada ekuitas.

The Group treats transactions with noncontrolling interests as transactions with equity owners of the Group. For purchases from noncontrolling interests, the difference between any consideration paid and the relevant share acquired of the carrying value of net assets of the Subsidiary is recorded in equity. Gains or losses on disposals to non-controlling interests are also recorded in equity.




Prinsip konsolidasi (lanjutan) Transaksi dengan pengendali (lanjutan)

kepentingan

2.


ACCOUNTING


non-

Transactions with non-controlling interests (continued)

Ketika Grup tidak lagi memiliki pengendalian atau pengaruh signifikan, kepentingan yang masih tersisa atas entitas diukur kembali berdasarkan nilai wajarnya, dan perubahan nilai tercatat diakui dalam laporan laba-rugi komprehensif. Nilai wajar adalah nilai tercatat awal untuk kepentingan pengukuran kembali kepentingan yang tersisa sebagai entitas asosiasi, ventura bersama atau aset keuangan. Di samping itu, jumlah yang sebelumnya diakui pada pendapatan komprehensif lain sehubungan dengan entitas tersebut dicatat seolah-olah Grup telah melepas aset atau liabilitas terkait. Hal ini dapat berarti bahwa jumlah yang sebelumnya diakui pada pendapatan komprehensif lain direklasifikasi pada laporan laba-rugi komprehensif.

When the Group ceases to have control or significant influence, any retained interest in the entity is remeasured to its fair value, with the change in carrying amount recognised in the statements of comprehensive income. The fair value is the initial carrying amount for the purposes of subsequently accounting for the retained interest as an associate, joint venture or financial asset. In addition, any amounts previously recognised in other comprehensive income in respect of that entity are accounted for as if the Group had directly disposed of the related assets or liabilities. This may mean that amounts previously recognised in other comprehensive income are reclassified to the statements of comprehensive income.

Entitas Asosiasi

Associates

Entitas asosiasi adalah seluruh entitas dimana Grup memiliki pengaruh signifikan namun bukan pengendalian, biasanya melalui kepemilikan hak suara antara 20% dan 50%. Investasi entitas asosiasi dicatat dengan metode ekuitas dan diakui awalnya sebesar harga perolehan. Di dalam investasi Grup atas entitas asosiasi termasuk goodwill yang diidentifikasi ketika akuisisi, dikurangi akumulasi amortisasi dan penurunan nilai.

Associates are all entities over which the Group has significant influence but not control, generally accompanying a shareholding of between 20% and 50% of the voting rights. Investments in associates are accounted for using the equity method of accounting and are initially recognised at cost. The Group’s investment in associates includes goodwill identified on acquisition, net of any accumulated amortisation and impairment loss.

Bagian Grup atas laba atau rugi entitas asosiasi pasca akuisisi diakui dalam laporan laba-rugi komprehensif dan bagian atas mutasi pendapatan komprehensif lainnya pasca akuisisi diakui didalam pendapatan komprehensif lainnya. Mutasi pendapatan komprehensif pasca akuisisi disesuaikan terhadap nilai tercatat investasinya. Jika bagian Grup atas kerugian entitas asosiasi sama dengan atau melebihi kepentingannya pada entitas asosiasi, termasuk piutang tanpa agunan, Grup menghentikan pengakuan bagian kerugiannya, kecuali Grup memiliki kewajiban atau melakukan pembayaran atas nama entitas asosiasi.

The Group’s share of its associates’ postacquisition profits or losses is recognised in the statements of comprehensive income, and its share of post-acquisition movements in other comprehensive income is recognised in other comprehensive income. The cummulative postacquisition movements are adjusted against the carrying amount of the investment. When the Group’s share of losses in an associate equals or exceeds its interest in the associate, including any other unsecured receivables, the Group does not recognise further losses, unless it has incurred obligations or made payments on behalf of the associate.

Keuntungan dan kerugian dilusi yang timbul dari investasi entitas asosiasi diakui dalam laporan laba-rugi komprehensif.

Dilution gains and losses arising from investments in associates are recognised in the statements of comprehensive income.






ACCOUNTING


Entitas Asosiasi (lanjutan)

Associates (continued)

Keuntungan yang belum direalisasi atas transaksi antara Grup dan entitas asosiasinya dieliminasi sebesar kepentingan Grup pada entitas asosiasi. Kerugian yang belum direalisasi juga dieliminasi kecuali transaksi tersebut memberikan bukti penurunan nilai aset yang ditransfer. Kebijakan akuntansi entitas asosiasi disesuaikan jika diperlukan untuk memastikan konsistensi dengan kebijakan yang diterapkan oleh Grup.

Unrealised gains on transactions between the Group and its associates are eliminated to the extent of the Group’s interest in the associates. Unrealised losses are also eliminated unless the transaction provides evidence of an impairment of the asset transferred. Accounting policies of associates have been changed where necessary to ensure consistency with the policies adopted by the Group.

Entitas Anak yang termasuk dalam laporan keuangan konsolidasian untuk tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:

The Subsidiaries included in the consolidated financial statements for the year ended 31 December 2012 and 2011 are as follows:

Nama Entitas Anak/ Name of Subsidiary


Tahun pendirian/ Year of establishment

Jumlah aset sebelum eliminasi/Total assets before eliminations 2012

2011

1. Pertamina Energy Trading Limited (PETRAL) dan Entitas Anak/and Subsidiaries

Perdagangan minyak mentah dan hasil olahan minyak/ Trading of crude oil and oil products

1976

3,556,858

2,744,813

2. PT Usayana dan Entitas Anak/ and Subsidiaries

Jasa pengeboran minyak dan gas/ Oil and gas drilling services

1979

31,307

36,834

3. PT Pertamina Hulu Energi dan Entitas Anak/ and Subsidiaries

Eksplorasi dan produksi minyak dan gas/Oil and gas exploration and production

1990

3,231,395

2,261,127

4. PT Patra Jasa

Sewa perkantoran, perumahan dan hotel/ Rental of offices, housing, and operation of hotels

1975

51,744

45,064

5. PT Pertamina Patra Niaga dan Entitas Anak/ and Subsidiaries

Jasa, perdagangan, dan aktivitas industri/Services, trading and industrial activities

1997

481,251

419,583

6. PT Pertamina Trans Kontinental dan Entitas Anak/ and Subsidiaries

Perkapalan/Shipping

1969

149,238

127,096

7. PT Pelita Air Service dan Entitas Anak/ and Subsidiary

Jasa pengangkutan udara/ Air transportation services

1970

70,407

58,659

Penjualan retail SPBU/ Public fuel filling station business

1997

38,730

22,979

8. PT Pertamina Retail






Entitas Asosiasi (lanjutan) Nama Entitas Anak/ Name of Subsidiary 9. PT Pertamina Bina Medika

ACCOUNTING

Principles of consolidation (continued) Associates (continued) Tahun pendirian/ Year of establishment


Jumlah aset sebelum eliminasi/ Total assets before eliminations 2012

2011

Jasa kesehatan dan pengoperasian rumah sakit/Health services and operation of hospitals

1997

107,910

111,364

Manajemen portofolio/ Investment management

2002

155,968

152,858

Jasa pengembangan sumber daya manusia/ Human resources development services

1999

13,249

10,734

Eksplorasi dan produksi minyak dan gas/Oil and gas exploration and production

2005

10,844,211

9,908,356

Pengusahaan sumber daya panas bumi, meliputi eksplorasi dan produksi uap dan produksi listrik/Geothermal activities,including exploration for and production of steam and generation of electricity

2006

972,606

986,496

14. Pertamina E&P Libya Limited

Eksplorasi dan produksi minyak dan gas/ Oil and gas exploration and production

2005

154

154

15. PT Pertamina EP Cepu


2005

779,612

593,532

Niaga minyak dan gas, transportasi gas, pemrosesan, distribusi dan penyimpanan minyak dan gas/ Oil and gas trading, gas transportation, processing, distribution and storage

2007

727,417

601,731

17. PT Tugu Pratama Indonesia dan Entitas Anak/ and Subsidiaries

Jasa asuransi/Insurance services

1981

621,774

398,842

18. PT Pertamina Drilling Services Indonesia

Jasa pengeboran minyak dan gas/ Oil and gas drilling services

2008

515,792

401,701

19. PT Pertamina East Natuna


2012

129

-

10. PT Pertamina Dana Ventura dan Entitas Anak/ and Subsidiary 11. PT Pertamina Training & Consulting

12. PT Pertamina EP

13. PT Pertamina Geothermal Energy

16. PT Pertamina Gas dan Entitas Anak/ and Subsidiary

Perusahaan mengklasifikasikan investasi pada PT Arun Natural Gas Liquefaction dan PT Badak Natural Gas Liquefaction sebagai investasi tersedia untuk dijual pada harga perolehan karena secara substansi Perusahaan tidak memiliki kendali pada kedua perusahaan tersebut. Operasi dari kedua perusahaan tersebut dikendalikan oleh para produsen gas bumi.

The Company classifies its investments in PT Arun Natural Gas Liquefaction and PT Badak Natural Gas Liquefaction as available-for-sale at cost because the Company, in substance, does not control those companies. The operations of those companies are controlled by the natural gas producers.



IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) d.

Transaksi-transaksi berelasi

pihak-pihak

yang

2.

SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) d.

Perusahaan melakukan transaksi dengan pihak-pihak yang berelasi sebagaimana didefinisikan dalam PSAK No. 7 “Pengungkapan Pihak-Pihak Berelasi”. Seluruh transaksi dan saldo yang material dengan pihak-pihak yang berelasi diungkapkan dalam catatan atas laporan keuangan konsolidasian. e.

Kas dan setara kas

ACCOUNTING

Related party transactions The Company enters into transactions with related parties as defined in SFAS No. 7 “Related Party Disclosures”. All significant transactions and balances with related parties are disclosed in the notes to these consolidated financial statements.

e.

Cash and cash equivalents

Kas dan setara kas termasuk kas, bank dan semua deposito berjangka yang jatuh tempo dalam tiga bulan atau kurang sejak tanggal penempatan dan tidak digunakan sebagai jaminan atau tidak dibatasi penggunaannya.

Cash and cash equivalents are cash on hand, cash in banks and time deposits with maturity periods of three months or less at the time of placement and which are not used as collateral or are not restricted.

Untuk tujuan penyusunan laporan arus kas, kas dan setara kas disajikan setelah dikurangi cerukan.

For the purpose of the statements of cash flows, cash and cash equivalents are presented net of overdrafts.

Kas dan setara kas yang dibatasi penggunaannya yang akan digunakan untuk membayar liabilitas yang akan jatuh tempo dalam waktu satu tahun disajikan sebagai “Kas yang Dibatasi Penggunaannya” dan disajikan sebagai bagian dari Aset Lancar pada neraca konsolidasian. Kas dan setara kas yang dibatasi penggunaannya untuk membayar liabilitas yang akan jatuh tempo dalam waktu lebih dari satu tahun dari tanggal neraca konsolidasian disajikan sebagai “Aset Lain-lain - bersih” dan menjadi bagian dari Aset Tidak Lancar pada neraca konsolidasian.

Cash and cash equivalents which are restricted for repayment of currently maturing obligations are presented as “Restricted cash” under the Current Assets section of the consolidated balance sheets. Cash and cash equivalents which are restricted to repay obligations maturing after one year from the consolidated balance sheet date are presented as part of “Other Assets - net” under the Non-Current Assets section of the consolidated balance sheets.


IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) f.

Aset keuangan I.

Klasifikasi


SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) f.

ACCOUNTING

Financial assets I.

Classification

Grup mengklasifikasikan aset keuangan dalam kategori sebagai berikut: (i) aset keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laporan laba-rugi, (ii) pinjaman dan piutang, dan (iii) aset keuangan yang tersedia untuk dijual. Klasifikasi ini tergantung pada tujuan perolehan aset keuangan. Manajemen menentukan klasifikasi aset keuangan tersebut pada saat pengakuan awal.

The Group classifies its financial assets into the categories of: (i) financial assets at fair value through profit or loss, (ii) loans and receivables and (iii) available-for-sale financial assets. The classification depends on the purpose for which the financial assets were acquired. Management determines the classification of its financial assets at initial recognition.

Aset keuangan dihentikan pengakuannya apabila hak untuk menerima arus kas dari investasi tersebut telah berakhir atau telah ditransfer dan Grup telah mentransfer secara substansial seluruh risiko dan manfaat atas kepemilikan aset keuangan tersebut.

Financial assets are derecognised when the rights to receive cash flows from the investments have expired or have been transferred and the Group has transferred substantially all risks and rewards of ownership.

(i)

(i)

Aset keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laporan laba-rugi

Financial assets at fair value through profit or loss

Aset keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laporan laba-rugi adalah aset keuangan yang diperoleh untuk tujuan diperdagangkan. Aset keuangan diklasifikasikan dalam kelompok ini jika diperoleh terutama ditujukan untuk dijual dalam jangka pendek. Derivatif juga diklasifikasikan sebagai dimiliki untuk diperdagangkan kecuali jika ditetapkan sebagai instrumen lindung nilai.

Financial assets at fair value through profit or loss are financial assets held for trading. A financial asset is classified in this category if acquired principally for the purpose of selling in the short term. Derivatives are also categorised as held for trading unless they are designated as hedges.

Aset keuangan yang diukur pada nilai wajar melalui laporan laba-rugi, pada awalnya diakui sebesar nilai wajar dan biaya transaksinya dibebankan pada laporan laba-rugi dan selanjutnya diukur pada nilai wajar. Keuntungan atau kerugian yang timbul dari perubahan nilai wajar dari aset keuangan ini disajikan didalam laporan laba-rugi di dalam periode terjadinya.

Financial assets carried at fair value through profit or loss are initially recognised at fair value, and transaction costs are expensed in the profit or loss and subsequently carried at fair value. Gains or losses arising from changes in fair value of the financial assets are presented in the profit or loss in the period in which they arise.



Aset keuangan (lanjutan) I.

Klasifikasi (lanjutan) (ii) Pinjaman dan piutang



ACCOUNTING

Financial assets (continued) I.

Classification (continued) (ii) Loans and receivables

Pinjaman dan piutang adalah aset keuangan non-derivatif dengan pembayaran tetap atau telah ditentukan dan tidak mempunyai kuotasi di pasar aktif. Aset keuangan ini digolongkan ke dalam aset lancar kecuali diperkirakan akan jatuh tempo lebih dari 12 bulan setelah akhir periode pelaporan. Aset keuangan yang disebut terakhir ini diklasifikasikan sebagai aset tidak lancar.

Loans and receivables are nonderivative financial assets with fixed or determined payments and not quoted in an active market. These financial assets are included in current assets, except where expected to mature more than 12 months after the end of the reporting period. These are classified as non-current assets.

Pinjaman dan piutang pada awalnya diakui sebesar nilai wajar termasuk biaya transaksi yang dapat diatribusikan secara langsung dan selanjutnya diukur pada biaya perolehan diamortisasi dengan menggunakan metode suku bunga efektif.

Loans and receivables are initially recognised at fair value including directly attributable transaction costs and subsequently carried at amortised cost using the effective interest rate method.

(iii) Aset keuangan yang tersedia untuk dijual Aset keuangan yang tersedia untuk dijual adalah aset keuangan nonderivatif yang ditetapkan sebagai tersedia untuk dijual atau yang tidak diklasifikasikan pada kategori lain. Aset keuangan ini digolongkan sebagai aset tidak lancar kecuali investasinya jatuh tempo atau manajemen bermaksud untuk melepasnya dalam waktu 12 bulan dari akhir periode pelaporan.

(iii) Available-for-sale financial assets Available-for-sale financial assets are non-derivative financial assets that are designated as available-for-sale or that are not classified in any other category. These financial assets are included in non-current assets unless the investment matures or management intends to dispose of it within 12 months of the end of the reporting period.



Aset keuangan (lanjutan) I.



Klasifikasi (lanjutan)

Financial assets (continued) I.

(iii) Aset keuangan yang tersedia untuk dijual (lanjutan)

II.

ACCOUNTING

Classification (continued) (iii) Available-for-sale (continued)

financial

assets

Aset keuangan yang tersedia untuk dijual pada awalnya diakui sebesar nilai wajar, termasuk biaya transaksi yang dapat diatribusikan secara langsung. Setelah pengakuan awal, aset keuangan tersebut diukur dengan nilai wajar. Perubahan nilai wajarnya diakui di bagian pendapatan komprehensif lainnya, kecuali untuk kerugian akibat penurunan nilai dan keuntungan atau kerugian akibat perubahan kurs diakui di laporan laba-rugi. Jika suatu aset keuangan tersedia untuk dijual mengalami penurunan nilai, maka akumulasi keuntungan atau kerugian yang sebelumnya telah diakui di bagian pendapatan komprehensif lainnya, diakui dalam laporan laba-rugi.

Available-for-sale financial assets are initially recognised at fair value, including directly attributable transaction costs. Subsequently, the financial assets are carried at fair value. Changes in the fair value are recognised in other comprehensive income, except for impairment losses and foreign exchange gains or losses, which are recognised in the profit or loss. If the available-for-sale financial assets are impaired, the cumulative gain or loss previously recognised in other comprehensive income is recognised in the profit or loss.

Investasi pada efek ekuitas, yang tidak memiliki kuotasi harga di pasar yang aktif dan nilai wajarnya tidak dapat diukur secara andal, diukur pada biaya perolehan.

Investments in equity securities that do not have a quoted market price in an active market and whose fair value cannot be reliably measured are measured at cost.

Saling hapus keuangan

antar

instrumen

Aset keuangan dan liabilitas keuangan disajikan secara saling hapus dan nilai bersihnya disajikan di dalam laporan posisi keuangan konsolidasian (neraca) jika terdapat hak yang berkekuatan hukum untuk melakukan saling hapus atas jumlah yang telah diakui tersebut dan ada niat untuk menyelesaikan secara neto, atau merealisasikan aset dan menyelesaikan liabilitas secara simultan.

II.

Offsetting financial instruments Financial assets and liabilitites are offset and the net amount reported in the consolidated statements of financial position (balance sheet) when there is a legally enforceable right to offset the recognised amounts and there is an intention to settle on a net basis, or to realise the asset and settle the liability simultaneously.


IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) g.

Penurunan nilai dari aset keuangan I.

Aset yang dicatat berdasarkan biaya perolehan diamortisasi


SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) g.

ACCOUNTING

Impairment of financial assets I.

Assets carried at amortised cost

Pada setiap tanggal neraca, Grup mengevaluasi apakah terdapat bukti yang objektif bahwa aset keuangan atau suatu kelompok aset keuangan mengalami penurunan nilai. Aset keuangan atau kelompok aset keuangan diturunkan nilainya dan kerugian penurunan nilai terjadi, hanya jika terdapat bukti objektif mengenai penurunan nilai tersebut adalah sebagai akibat dari satu atau lebih peristiwa yang terjadi setelah pengakuan awal aset tersebut (“peristiwa yang merugikan”), dan peristiwa yang merugikan tersebut berdampak pada estimasi arus kas masa depan atas aset keuangan atau kelompok aset keuangan yang dapat diestimasi secara andal.

The Group asseses at each balance sheet date whether there is objective evidence that a financial asset or group of financial assets is impaired. A financial asset or a group of financial assets is impaired and impairment losses are incurred only if there is objective evidence of impairment as a result of one or more events that occurred after the initial recognition of the asset (a “loss event”) and that loss event (or events) has an impact on the estimated future cash flows of the financial asset or a group of financial assets that can be reliably estimated.

Kriteria yang digunakan Grup untuk menentukan bahwa ada bukti objektif dari suatu penurunan nilai meliputi:

The criteria that the Group uses to determine that there is objective evidence of an impairment loss include:

-

- Default or delinquency in payments by the debtor; - significant financial difficulty of the debtor; - a breach of contract, such as a default or delinquency in interest or principal payments;

-

-

Debitur gagal membayar atau menunggak pembayaran; kesulitan keuangan signifikan yang dialami debitur; pelanggaran kontrak, seperti terjadinya wanprestasi atau tunggakan pembayaran pokok atau bunga; pemberi pinjaman, dengan alasan ekonomi atau hukum sehubungan dengan kesulitan keuangan yang dialami pihak peminjam, memberikan keringanan kepada pihak peminjam yang tidak mungkin diberikan jika pihak peminjam tidak mengalami kesulitan tersebut;

- the lenders, for economic or legal reasons relating to the borrower’s financial difficulty, granting to the borrower a concession that the lenders would not otherwise consider;



Penurunan (lanjutan) I.

nilai

dari

aset

keuangan

Aset yang dicatat berdasarkan biaya perolehan diamortisasi (lanjutan) -

-

terdapat kemungkinan bahwa debitur akan dinyatakan pailit atau melakukan reorganisasi keuangan lainnya; hilangnya pasar aktif dari aset keuangan akibat kesulitan keuangan; atau data yang dapat diobservasi mengindikasikan adanya penurunan yang dapat diukur atas estimasi arus kas masa depan dari kelompok aset keuangan sejak pengakuan awal aset dimaksud, meskipun penurunannya belum dapat diidentifikasi terhadap aset keuangan secara individual dalam kelompok aset tersebut, termasuk antara lain:



ACCOUNTING

Impairment of financial assets (continued) I.

Assets carried (continued)

at

amortised

cost

-

the probability that the debtor will enter bankruptcy or other financial reorganisation;

-

the disappearance of an active market for that financial asset because of financial difficulties; or observable data indicating that there is a measurable decrease in the estimated future cash flows from a portfolio of financial assets since the initial recognition of those assets, although the decrease cannot yet be traced to the individual financial assets in the portfolio, including:

-

-

memburuknya status pembayaran pihak peminjam dalam kelompok tersebut; dan

-

adverse changes in the payment status of borrowers in the portfolio; and

-

kondisi ekonomi nasional atau lokal yang berkorelasi dengan wanprestasi atas aset dalam kelompok tersebut.

-

national or local economic conditions that correlate with defaults on the assets in the portfolio.

Jika terdapat bukti objektif bahwa kerugian penurunan niIai telah terjadi, maka jumlah kerugian tersebut diukur sebagai selisih nilai tercatat aset dengan nilai kini estimasi arus kas masa depan (tidak termasuk kerugian kredit di masa depan yang belum terjadi) yang didiskonto dengan menggunakan suku bunga efektif awal dari aset tersebut. Nilai tercatat aset tersebut dikurangi, baik secara langsung maupun menggunakan pos provisi. Jumlah kerugian yang terjadi diakui pada laporan laba-rugi.

If there is objective evidence that an impairment loss has occured, the amount of loss is measured as the difference between the asset’s carrying amount and the present value of estimated future cash flows (excluding future credit losses that have not been incurred) discounted at the financial asset’s original effective interest rate. The carrying amount of the asset is reduced either directly or through the use of a provision account. The amount of the loss is recognised in the profit or loss.



Penurunan (lanjutan) I.

nilai

dari

aset

keuangan

Aset yang dicatat berdasarkan biaya perolehan diamortisasi (lanjutan)



Impairment of financial assets (continued) I.

Jika, pada periode berikutnya, jumlah kerugian penurunan nilai berkurang dan pengurangan tersebut dapat dikaitkan secara objektif pada peristiwa yang terjadi setelah penurunan nilai diakui (seperti meningkatnya peringkat kredit debitur), maka kerugian penurunan nilai yang sebelumnya diakui akan dipulihkan, baik secara langsung, atau dengan menyesuaikan pos provisinya. Jumlah pemulihan tersebut diakui pada laporan laba-rugi dan jumlahnya tidak boleh mengakibatkan nilai tercatat aset keuangan melebihi biaya perolehan diamortisasi sebelum adanya pengakuan penurunan nilai pada tanggal pemulihan dilakukan. II.

Aset yang tersedia untuk dijual

ACCOUNTING

Assets carried (continued)

at

amortised

cost

If, in a subsequent period, the amount of the impairment loss decreases and the decrease can be related objectively to an event occurring after the impairment was recognised (such as an improvement in the debtor’s credit rating), the previously recognised impairment loss will be reversed either directly or by adjusting the provision account. The reversal amount is recognised in the profit or loss and the amount cannot exceed what the amortised cost would have been had the impairment not been recognised at the date the impairment was reversed.

II.

Assets classified as available for sale

Ketika penurunan nilai wajar atas aset keuangan yang diklasifikasikan dalam kelompok tersedia untuk dijual telah diakui secara langsung dalam ekuitas dan terdapat bukti objektif bahwa aset tersebut mengalami penurunan nilai, maka kerugian kumulatif yang sebelumnya diakui secara langsung dalam ekuitas harus dikeluarkan dari ekuitas dan diakui pada laporan laba-rugi meskipun aset keuangan tersebut belum dihentikan pengakuannya. Jumlah kerugian kumulatif yang dikeluarkan dari ekuitas dan diakui pada laporan laba-rugi merupakan selisih antara biaya perolehan dengan nilai wajar kini, dikurangi kerugian penurunan nilai aset keuangan yang sebelumnya telah diakui pada laporan laba-rugi.

When a decline in the fair value of an available-for-sale financial asset has been recognised directly in equity and there is objective evidence that the assets are impaired, the cumulative loss that had been recognised in equity will be reclassified from equity to the profit or loss even though the financial asset has not been derecognised. The amount of the cumulative loss that is reclassified from equity to the profit or loss is the difference between the acquisition cost and the current fair value, less any impairment loss on that financial asset previously recognised in the profit or loss.

Kerugian penurunan nilai atas instrumen ekuitas yang telah diakui pada laporan laba-rugi tidak dapat dipulihkan melalui laporan laba-rugi.

The impairment losses recognised in the profit or loss on equity instrument can not be reversed through the profit or loss.




Penurunan (lanjutan) II.

nilai

Aset yang (lanjutan)

dari

aset

tersedia

keuangan

untuk

2.


dijual

h.

Piutang

Persediaan

Assets classified as available for sale (continued) If, in a subsequent period, the fair value of a debt instrument increases and the increase can be objectively related to an event occuring after the impairment loss was recognised in the profit or loss, the impairment loss is reversed through the profit or loss.

h.

Piutang usaha dan piutang lain-lain pada awalnya diakui sebesar nilai wajar dan kemudian diukur pada biaya perolehan diamortisasi dengan menggunakan metode suku bunga efektif, dikurangi dengan penyisihan untuk penurunan nilai. Jika piutang diharapkan tertagih dalam satu tahun atau kurang (atau dalam siklus normal operasi dari bisnis jika lebih lama), piutang tersebut dikelompokkan sebagai aset lancar. Jika lebih, piutang tersebut disajikan sebagai aset tidak lancar. i.

Impairment of financial assets (continued) II.

Jika, pada periode berikutnya, nilai wajar instrumen utang meningkat dan peningkatan tersebut dapat secara objektif dihubungkan dengan peristiwa yang terjadi setelah pengakuan kerugian penurunan nilai pada laporan laba-rugi, maka kerugian penurunan nilai tersebut dipulihkan melalui laporan laba-rugi.

ACCOUNTING

Receivables Trade and other receivables are recognised initially at fair value and subsequently measured at amortised cost using the effective interest method, less provision for impairment. If collection is expected in one year or less (or in the normal operating cycle of the business if longer), they are classified as current assets. If more, they are presented as non-current assets.

i.

Inventories

Persediaan minyak mentah dan persediaan hasil minyak dinilai berdasarkan nilai terendah antara biaya perolehan dan nilai realisasi bersih.

Crude oil and oil product inventories are recognised at the lower of cost and net realisable value.

Biaya perolehan ditentukan berdasarkan metode rata-rata dan termasuk semua biaya pembelian, biaya konversi dan biaya lain yang terjadi untuk membawa persediaan ke tempat dan kondisi saat ini.

Cost is determined based on the average method and comprises all costs of purchases, costs of conversion and other costs incurred in bringing the inventory to its present location and condition.

Nilai realisasi bersih untuk produk BBM bersubsidi adalah harga Mean of Platts Singapore (MOPS) ditambah dengan biaya distribusi dan margin (Alfa) dikurangi dengan estimasi biaya penyelesaian dan estimasi biaya untuk melakukan penjualan.

The net realisable value of subsidised fuel products (BBM) is the Mean of Platts Singapore (MOPS) price plus distribution costs and a margin (Alpha), less the estimated costs of completion and the estimated costs necessary to make the sale.


IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) i.

j.

Persediaan (lanjutan)


SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) i.

Inventories (continued)

Nilai realisasi bersih untuk produk LPG tabung 3 kg adalah harga kontrak LPG Aramco ditambah biaya distribusi dan margin (Alfa) dikurangi dengan estimasi biaya penyelesaian dan estimasi biaya untuk melakukan penjualan.

The net realisable value of LPG 3 kg cylinders is the Aramco LPG contract price plus distribution costs and a margin (Alpha), less the estimated costs of completion and the estimated costs necessary to make the sale.

Persediaan material seperti suku cadang, bahan kimia dan sebagainya, dicatat berdasarkan metode rata-rata. Persediaan material tidak termasuk persediaan usang, tidak terpakai dan lambat pergerakannya yang disajikan dalam akun “Aset tidak lancar - Aset lain-lain - bersih”.

Materials such as spare parts, chemicals and others are stated at average cost. Materials exclude obsolete, unuseable and slow-moving materials which are recorded as part of the “Non-current assets - Other assets - net” account.

Penyisihan penurunan nilai persediaan usang, tidak terpakai, dan lambat pergerakannya dilakukan berdasarkan analisis manajemen terhadap kondisi material tersebut pada akhir tahun.

A provision for obsolete, unuseable and slowmoving materials is provided based on management’s analysis of the condition of such materials at the end of the year.

Biaya dibayar dimuka dan uang muka

j.

Biaya dibayar dimuka diamortisasi dengan menggunakan metode garis lurus selama periode manfaat masing-masing biaya. k.

ACCOUNTING

Investasi jangka panjang (i)

Investasi pada perusahaan asosiasi

Prepayments and advances Prepayments are amortised on a straight-line basis over the estimated beneficial periods of the prepayments.

k.

Long-term investments (i)

Investments in associates

Perusahaan asosiasi adalah seluruh entitas dimana Grup mempunyai hak kepemilikan paling sedikit sebesar 20% tetapi pada umumnya tidak melebihi 50%, baik langsung maupun tidak langsung dan mempunyai pengaruh signifikan, namun bukan pengendalian. Investasi pada perusahaan asosiasi dicatat dengan metode ekuitas dan pada awalnya diakui sebesar biaya perolehan.

Associates are all entities over which the Group has ownership interests of at least 20% but generally not more than 50%, directly or indirectly, and has significant influence, but not control. Investments in associates are accounted for using the equity method of accounting and are initially recognised at cost.

Untuk kebijakan akuntansi selengkapnya atas entitas asosiasi lihat Catatan 2c.

See Note 2c for complete accounting policy on associates



IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) k.

Investasi jangka panjang (lanjutan) (ii) Properti investasi panjang

-

investasi

2.

SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) k.

ACCOUNTING

Long-term investments (continued)

jangka

(ii) Investment property - long-term investments

Properti investasi terdiri dari tanah dan bangunan yang dikuasai Grup untuk menghasilkan pendapatan sewa atau untuk kenaikan nilai, atau kedua-duanya, dan tidak untuk digunakan dalam produksi atau penyediaan barang atau jasa atau untuk tujuan administratif atau dijual dalam kegiatan usaha normal.

Investment property consists of land and buildings held by the Group to earn rental income or for capital appreciation, or both, rather than for use in the production or supply of goods or services, administrative purposes or sale in the ordinary course of business.

Properti investasi diukur dengan menggunakan metode biaya, yang dinyatakan sebesar biaya perolehan termasuk biaya transaksi dikurangi akumulasi penyusutan dan kerugian penurunan nilai, jika ada, kecuali tanah yang tidak disusutkan. Biaya perolehan tersebut termasuk bagian biaya penggantian dari properti investasi, jika kriteria pengakuan terpenuhi, dan tidak termasuk biaya operasi penggunaan properti tersebut.

An investment property is measured using the cost model, that is, stated at cost including transaction costs less accumulated depreciation and impairment losses, if any, except for land which is not depreciated. Such cost includes the cost of replacing part of the investment property, if the recognition criteria are satisfied, and excludes operating expenses involving the use of such property.

Penyusutan bangunan dihitung dengan menggunakan metode garis lurus berkisar antara 4 sampai 40 tahun yang merupakan estimasi umur manfaat ekonomisnya.

Building depreciation is computed using the straight-line method over the estimated useful lives of buildings ranging from 4 to 40 years.

Properti investasi harus dihentikan pengakuannya pada saat pelepasan atau ketika properti investasi tersebut tidak digunakan lagi secara permanen dan tidak memiliki manfaat ekonomis di masa depan yang dapat diharapkan dari pelepasannya. Laba atau rugi yang timbul dari penghentian pengakuan atau pelepasan properti investasi diakui dalam laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian dalam tahun terjadinya penghentian pengakuan atau pelepasan tersebut.

An investment property is derecognised upon disposal or when such investment property is permanently withdrawn from use and no future economic benefits are expected from its disposal. Gains or losses arising from the derecognition or disposal of investment property are recognised in the consolidated statements of comprehensive income in the year such derecognition or disposal occurs.

Transfer ke properti investasi dilakukan jika, dan hanya jika, terdapat perubahan penggunaan yang ditunjukkan dengan berakhirnya pemakaian oleh pemiliknya, dimulainya sewa operasi ke pihak lain atau selesainya pembangunan atau pengembangan. Transfer dari properti investasi dilakukan jika, dan hanya jika, terdapat perubahan penggunaan yang ditunjukkan dengan dimulainya penggunaan oleh pemilik atau dimulainya pengembangan untuk dijual.

Transfers to investment property are made when, and only when, there is a change in use, evidenced by the end of owneroccupation, commencement of an operating lease to another party or the end of construction or development. Transfers from investment property are made when, and only when, there is a change in use, evidenced by the commencement of owneroccupation or commencement of development with a view to sell.



IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) k.

Investasi jangka panjang (lanjutan) (ii) Properti investasi panjang (lanjutan)

l.

-

investasi

2.

SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) k.

ACCOUNTING

Long-term investments (continued)

jangka

(ii) Investment property - long-term investments (continued)

Untuk transfer dari properti investasi ke properti yang digunakan sendiri, Perusahaan menggunakan metode biaya pada tanggal perubahan penggunaan. Jika properti yang digunakan Perusahaan menjadi properti investasi, Perusahaan mencatat properti tersebut sesuai dengan kebijakan aset tetap sampai dengan saat tanggal terakhir perubahan penggunaannya.

For a transfer from investment property to owner-occupied property, the Company uses the cost method at the date the change occurs. If an owner-occupied property becomes an investment property, the Company records the investment property in accordance with the fixed asset policies up to the date of change in use.

Aset tetap

l.

Fixed assets

Pemilikan langsung

Direct ownership

Tanah diakui sebesar biaya perolehan dan tidak disusutkan. Aset tetap pada awalnya diakui sebesar biaya perolehan dan selanjutnya, kecuali tanah, dicatat sebesar biaya perolehan dikurangi akumulasi penyusutan dan kerugian penurunan nilai.

Land is recognised at cost and not depreciated. Fixed assets are initially recognised at cost and subsequently, expect for land, carried at cost less accumulated depreciation and impairment losses.

Biaya-biaya setelah pengakuan awal diakui sebagai bagian nilai tercatat aset atau sebagai aset yang terpisah, sebagaimana mestinya, hanya jika kemungkinan besar Grup mendapat manfaat ekonomis di masa depan berkenaan dengan aset tersebut dan biaya perolehan aset dapat diukur dengan handal. Nilai yang terkait dengan komponen yang diganti tidak diakui. Biaya perbaikan dan pemeliharaan dibebankan ke dalam laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian dalam periode keuangan ketika biaya-biaya tersebut terjadi.

Subsequent costs are included in the asset’s carrying amount or recognised as a separate asset, as appropriate, only when it is probable that future economic benefits associated with the item will flow to the Group and the cost of the item can be measured reliably. The carrying amount of the replaced part is derecognised. All other repairs and maintenance are charged to the consolidated statements of comprehensive income during the financial period in which they are incurred.

Biaya legal awal untuk mendapatkan hak legal diakui sebagai bagian biaya akuisisi tanah, biaya-biaya tersebut tidak didepresiasikan. Biaya terkait dengan pembaruan hak atas tanah diakui sebagai aset tak berwujud dan diamortisasi sepanjang umur hukum hak.

Initial legal costs incurred to obtain legal rights are recognised as part of the acquisition cost of the land, and these costs are not depreciated. Costs related to renewal of land rights are recognised as intangible assets and amortised during the period of the land rights.



IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) l.

Aset tetap (lanjutan)

2.

SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) l.

Aset tetap, kecuali tanah, disusutkan dengan menggunakan metode garis lurus berdasarkan estimasi masa manfaat aset tetap sebagai berikut:

ACCOUNTING

Fixed assets (continued) Fixed assets, except land, are depreciated using the straight-line method over their estimated useful lives as follows:

Tahun/Years Tangki, instalasi pipa dan peralatan lainnya Kilang Bangunan Kapal laut Pesawat terbang Harta benda modal (HBM) bergerak

Tanks, pipeline installations and other equipment Refineries Buildings Ships Aircraft Moveable assets

5 - 20 40 40 10 - 25 8 - 10 5 - 10

Pada setiap akhir tahun buku, nilai sisa, umur manfaat dan metode penyusutan aset ditinjau ulang dan disesuaikan secara prospektif sebagaimana mestinya.

At each financial year end, the residual values, useful lives and methods of depreciation of assets are reviewed and adjusted prospectively, as appropriate.

Apabila suatu aset tetap sudah tidak digunakan atau dijual, nilai tercatatnya dikeluarkan dari laporan keuangan konsolidasian, dan keuntungan dan kerugian yang timbul diakui dalam laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian.

When assets are retired or otherwise disposed of, their carrying values are eliminated from the consolidated financial statements, and the resulting gains and losses on the disposal of fixed assets are recognised in the consolidated statements of comprehensive income.

Aset dalam penyelesaian

Assets under construction

Aset dalam penyelesaian merupakan biayabiaya yang berhubungan secara langsung dengan pembangunan dan akuisisi aset tetap dan biaya-biaya lainnya. Biaya-biaya tersebut akan dipindahkan ke aset tetap yang bersangkutan pada saat pembangunan selesai. Penyusutan dibebankan sejak aset tersebut siap digunakan.

Assets under construction represent costs for the construction and acquisition of fixed assets and other costs.These costs are transferred to the relevant asset account when the construction is complete. Depreciation is charged from the date the assets are ready for use.

m. Sewa Suatu sewa di mana porsi yang signifikan atas risiko dan manfaat kepemilikan aset masih tetap berada di tangan lessor, maka sewa tersebut diklasifikasikan sebagai sewa operasi. Pembayaran sewa operasi (dikurangi dengan insentif yang diterima dari lessor) dibebankan ke laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian dengan metode garis lurus selama masa sewa.

m. Leases Leases in which a significant portion of the risks and rewards of ownership are retained by the lessor are classified as operating leases. Payments made under operating leases (net of any incentives received from the lessor) are charged to the consolidated statement of comprehensive income on a straight-line basis over the period of the lease.


IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) m. Sewa (lanjutan)



ACCOUNTING

m. Leases (continued)

Sewa aset tetap di mana Grup memiliki secara substansial seluruh risiko dan manfaat kepemilikan aset diklasifikasikan sebagai sewa pembiayaan. Sewa pembiayaan dikapitalisasi pada awal masa sewa sebesar nilai wajar aset sewa atau sebesar nilai kini pembayaran sewa minimum, jika nilai kini jumlahnya lebih dari nilai wajar.

Leases of fixed assets where the Group substantially has all the risks and rewards of ownership are classified as finance leases. Finance leases are capitalised at the lease’s commencement at the lower of the fair value of the leased property or the present value of the minimum lease payments.

Penentuan apakah suatu perjanjian merupakan, atau mengandung, sewa didasarkan atas substansi perjanjian pada tanggal awal sewa dan apakah pemenuhan perjanjian tergantung pada penggunaan suatu aset tertentu dan perjanjian tersebut memberikan suatu hak untuk menggunakan aset tersebut. Apabila perjanjian mengandung sewa, Grup akan menilai apakah perjanjian sewa tersebut adalah sewa pembiayaan atau sewa operasi. Jika suatu perjanjian mengandung sewa, sewa yang mengalihkan secara substansial seluruh risiko dan manfaat yang terkait dengan kepemilikan aset akan diklasifikasikan sebagai sewa pembiayaan; sebaliknya akan diklasifikasikan sebagai sewa operasi.

The determination of whether an arrangement is, or contains, a lease is based on the substance of the arrangement at the inception date and whether the fulfilment of the arrangement is dependent on the use of a specific asset and the arrangement conveys a right to use the asset. If an arrangement contains a lease, the Group will assess whether such a lease is a finance or operating lease. If an arrangement contains a lease, a lease that transfers substantially to the lessee all of the risks and rewards incidental to ownership of the leased item is classified as a finance lease; otherwise it is classified as an operating lease.

Setiap pembayaran sewa dialokasikan antara bagian yang merupakan pelunasan liabilitas dan bagian yang merupakan beban keuangan sedemikian rupa sehingga menghasilkan tingkat suku bunga yang konstan atas saldo pembiayaan. Unsur bunga dalam beban keuangan dibebankan di laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian selama masa sewa sedemikian rupa sehingga menghasilkan suatu tingkat suku bunga periodik yang konstan atas saldo liabilitas setiap periode. Aset tetap yang diperoleh melalui sewa pembiayaan disusutkan dengan metode yang sama dengan penyusutan aset tetap yang dimiliki sendiri. Jika tidak terdapat kepastian yang memadai bahwa Grup akan memiliki aset tersebut pada akhir masa sewa, aset tersebut disusutkan selama jangka waktu yang lebih pendek antara umur manfaat aset dan masa sewa.

Each lease payment is allocated between the liability and finance charges so as to achieve a constant rate of interest on the outstanding finance balance. The interest element of the finance cost is charged to the consolidated statements of comprehensive income over the lease period so as to produce a constant periodic rate of interest on the remaining balance of the liability for each period. Fixed assets acquired under finance leases are depreciated similarly to owned assets. If there is no reasonable certainty that the Group will hold the ownership by the end of the lease term, the asset is depreciated over the shorter of the useful life of the asset and the lease term.

Pada saat aset disewakan sebagai sewa keuangan, maka nilai kini dari pembayaran sewa diakui sebagai piutang. Perbedaan antara piutang kotor dan nilai kini dari piutang diakui sebagai pendapatan keuangan yang belum direalisasikan.

When assets are leased out under a finance lease, the present value of the lease payments is recognised as a receivable. The difference between the gross receivable and the present value of the receivable is recognised as unearned finance income.


IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) n.

Aset minyak dan gas serta panas bumi 1.

Aset Eksplorasi dan Evaluasi


SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) n.

ACCOUNTING

Oil & gas and geothermal properties 1. Exploration and Evaluation Assets

Pengeluaran-pengeluaran sehubungan dengan kegiatan eksplorasi dan evaluasi minyak dan gas serta panas bumi dicatat dengan menggunakan metode akuntansi successful efforts. Biaya-biaya yang terjadi diakumulasikan berdasarkan lapangan per lapangan.

Oil and natural gas, as well as geothermal exploration and evaluation expenditures are accounted for using the “successful efforts” method of accounting. Costs are accumulated on a field by field basis.

Biaya geologi dan geofisika dibebankan pada saat terjadi.

Geological and geophysical expensed as incurred.

Biaya-biaya untuk memperoleh hak eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi dicatat sebagai biaya perolehan aset yang belum terbukti jika cadangan terbukti belum ditemukan, atau sebagai biaya perolehan aset terbukti bila cadangan terbukti telah ditemukan. Biaya perolehan aset terbukti diamortisasi dari tanggal mulai produksi komersial berdasarkan total estimasi cadangan terbukti (baik yang sudah dikembangkan maupun yang belum dikembangkan).

Costs to acquire rights to explore for and produce oil and gas are recorded as unproved property acquisition costs for properties where proved reserves have not yet been discovered, or proved property acquisition costs if proved reserves have been discovered. Proved property acquisition costs are amortised from the date of commercial production based on total estimated units of proved (both developed and undeveloped) reserves.

Biaya-biaya pengeboran sumur eksplorasi dan biaya-biaya pengeboran-sumur tes stratigrafi, dikapitalisasi sebagai bagian dari aset dalam penyelesaian - sumur eksplorasi dan evaluasi, di dalam aset minyak dan gas bumi hingga ditentukan apakah sumur tersebut menemukan cadangan terbukti. Jika sumur tersebut menemukan cadangan terbukti, kapitalisasi biaya pengeboran sumur dievaluasi terhadap penurunan nilai dan ditransfer menjadi aset dalam penyelesaian - sumur pengembangan (walaupun sumur tersebut nantinya tidak akan dijadikan sumur produksi). Namun demikian, jika sumur tersebut tidak menemukan cadangan terbukti, biaya pengeboran sumur yang telah dikapitalisasi akan dibebankan ke dalam laporan laba-rugi.

The costs of drilling exploratory wells and the costs of drilling exploratory-type stratigraphic test wells are capitalised as part of assets under construction - exploratory and evaluation wells, within oil and gas properties pending determination of whether the wells have found proved reserves. If the wells have found proved reserves, the capitalised costs of drilling the wells are tested for impairment and transferred to assets under construction - development wells (even though the well may not be completed as a production well). If, however, the well has not found proved reserves, the capitalised costs of drilling the well are then charged to profit and loss.

costs

are



Aset minyak dan gas serta panas bumi (lanjutan) 1.

Aset Eksplorasi dan Evaluasi (lanjutan) Aset eksplorasi dan evaluasi direklasifikasi dari eksplorasi dan evaluasi ketika prosedur evaluasi telah selesai. Aset eksplorasi dan evaluasi yang cadangannya secara komersial telah terbukti akan direklasifikasi menjadi aset pengembangan. Aset eksplorasi dan evaluasi diuji penurunan nilai sebelum direklasifikasi keluar dari eksplorasi dan evaluasi.

2.

Aset Pengembangan



Oil & gas (continued) 1. Exploration (continued)

and

ACCOUNTING

geothermal

and

properties

Evaluation

Assets

Exploration and evaluation assets are reclassified from exploration and evaluation when evaluation procedures have been completed. Exploration and evaluation assets for which commercially-viable reserves have been identified are reclassified to development assets. Exploration and evaluation assets are tested for impairment immediately prior to reclassification out of exploration and evaluation. 2. Development Assets

Biaya-biaya pengeboran sumur dalam pengembangan termasuk biaya pengeboran sumur pengembangan yang tidak menghasilkan sumur pengembangan stratigrafi dikapitalisasi sebagai bagian dari aset dalam penyelesaian sumur pengembangan hingga proses pengeboran selesai. Pada saat pengembangan sumur telah selesai pada lapangan tertentu, maka sumur tersebut akan ditransfer sebagai sumur produksi.

The costs of drilling development wells including the costs of drilling unsuccessful development wells and development-type stratigraphic wells are capitalised as part of assets under construction of development wells until drilling is completed. When the development well is completed on a specific field, it is transferred to the production wells.

Biaya-biaya sumur ekplorasi dan sumur pengembangan yang menghasilkan (sumur produksi) dideplesikan dengan menggunakan metode unit produksi berdasarkan cadangan terbukti sejak dimulainya produksi komersialnya dari masing-masing lapangan.

The costs of successful exploration wells and development wells (production wells) are depleted using a units of production method on the basis of proved developed reserves, from the date of commercial production of the respective field.

3. Aset Produksi Aset produksi merupakan agregasi aset eksplorasi dan evaluasi dan pengeluaran pengembangan yang berhubungan dengan sumur berproduksi. Aset produksi dideplesikan menggunakan metode unit produksi berdasarkan cadangan terbukti sejak dimulainya produksi komersialnya dari masing-masing lapangan.

3. Production Assets Production assets are aggregated exploration and evaluation assets and development expenditures associated with the producing wells. Production assets are depleted using a unit-of-production method on the basis of proved reserves, from the date of commercial production of the respective field.




2.

Aset minyak dan gas serta panas bumi (lanjutan)


4. Aset Minyak dan Gas Serta Panas Bumi Lainnya

Oil & gas (continued)

and

ACCOUNTING

geothermal

properties

4. Other Oil & Gas and Geothermal Assets

Aset minyak dan gas serta panas bumi lainnya disusutkan dengan menggunakan metode garis lurus berdasarkan taksiran masa manfaat ekonomis atau masa KKS yang relevan, mana yang lebih rendah, sebagai berikut:

Other oil & gas and geothermal properties are depreciated using the straight-line method over the lesser of their estimated useful lives or the term of the relevant PSCs as follows:

Tahun/Years Instalasi Pabrik LPG Bangunan Harta bergerak Sumur panas bumi

3 10 5 2 10

-

30 20 30 27 20

Installations LPG plant Buildings Moveable equipment Geothermal wells

Tanah dan hak atas tanah dinyatakan berdasarkan biaya perolehan dan tidak disusutkan.

Land and land rights are stated at cost and are not amortised.

Masa manfaat dan metode penyusutan ditelaah, dan disesuaikan jika diperlukan, disesuaikan secara prospektif setidaknya setiap akhir tahun. Dampak dari setiap revisi diakui dalam laba-rugi, ketika perubahan terjadi.

The useful lives and methods of depreciation of assets are reviewed, and adjusted prospectively if appropriate, at least at each financial year end. The effects of any revisions are recognised in profit or loss, when the changes arise.

Biaya-biaya setelah pengakuan awal aset diakui sebagai bagian dari nilai tercatat aset atau sebagai aset yang terpisah, sebagaimana mestinya, hanya apabila kemungkinan besar Grup akan mendapatkan manfaat ekonomis masa depan berkenaan dengan aset tersebut dan biaya perolehan aset dapat diukur dengan handal. Nilai tercatat komponen yang diganti tidak lagi diakui. Biaya perbaikan dan pemeliharaan dibebankan ke dalam laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian dalam periode dimana biaya-biaya tersebut terjadi.

Subsequent costs are included in the asset’s carrying amount or recognised as a separate asset, as appropriate, only when it is probable that future economic benefits associated with the item will flow to the Group and the cost of the item can be measured reliably. The carrying amount of the replaced part is derecognised. All other repairs and maintenance are charged to the consolidated statements of comprehensive income during the financial period in which they are incurred.

Akumulasi biaya atas pembangunan, instalasi, atau penyelesaian bangunan, pabrik dan fasilitas infrastruktur seperti anjungan dan saluran pipa dikapitalisasi sebagai aset dalam penyelesaian. Biayabiaya ini direklasifikasi ke aset tetap yang relevan pada saat pembangunan atau instalasinya telah siap untuk digunakan. Depresiasi mulai dibebankan pada saat tersebut.

The accumulated costs of the construction, installation or completion of buildings, plant and infrastructure facilities such as platforms and pipelines are capitalised as assets under construction. These costs are reclassified to the relevant fixed asset accounts when the construction or installation is ready for use. Depreciation is charged from that date.



Aset minyak dan gas serta panas bumi (lanjutan)



5. Hak Kepemilikan atas Operasi Unitisasi

o.

Oil & gas (continued) 5. Ownership Operation

and

ACCOUNTING

geothermal

Interest

in

properties Unitisation

Aset bersama adalah aset dimana setiap pihak mempunyai hak dan kepemilikan bersama. Setiap pihak memiliki hak eksklusif untuk mendapatkan bagian dari aset dan manfaat ekonomis yang dihasilkan oleh aset tersebut.

A joint asset is an asset to which each party has rights, and often has joint ownership. Each party has exclusive rights to a share of the asset and the economic benefits generated from that asset.

Pada unitisasi, operator dan non-operator mempersatukan aset mereka di dalam satu lapangan produksi untuk membentuk satu unit produksi dan sebagai imbalan menerima kepemilikan di dalam unit tersebut. Dengan demikian, operasi unitisasi adalah perjanjian pengendalian bersama aset. Berdasarkan perjanjian ini, Grup mencatat bagiannya atas pengendalian bersama aset, setiap liabilitas yang terjadi, bagiannya atas liabilitas yang terjadi bersama dengan pihak lain yang berkaitan dengan perjanjian bersama, setiap penghasilan dari penjualan atau penggunaan bagiannya atas output ventura bersama, bersama dengan bagiannya atas beban yang terjadi pada ventura bersama. Apabila Grup sebagai operator, Grup akan mengakui piutang dari pihak non-operator (sebesar porsi pihak non-operator atas beban dan pengeluaran modal yang ditanggung oleh operator); jika sebaliknya, Grup akan mengakui utang kepada operator.

In a unitisation, all the operating and nonoperating participants pool their assets in a producing field to form a single unit and in return receive an undivided interest in that unit. As such, a unitisation operation is a jointly controlled asset arrangement. Under this arrangement, the Group records its share of the joint asset, any liabilities it incurs, its share of any liabilities incurred jointly with the other parties relating to the joint arrangement, any revenue from the sale or use of its share of the output of the joint asset and any expenses it incurs in respect of its interest in the joint arrangement. If the Group is the operator, the Group recognises receivables from the other parties (representing the other parties’ share of expenses and capital expenditure borne by the operator); otherwise, the Group recognises payables to the operator.

Utang usaha dan utang lain-lain Utang usaha dan utang lain-lain pada awalnya diakui pada nilai wajar dan kemudian diukur dengan harga perolehan diamortisasi yang menggunakan metode suku bunga efektif. Utang dikelompokan sebagai liabilitas lancar apabila pembayaran jatuh tempo dalam waktu satu tahun atau kurang (atau dalam siklus normal operasi dari bisnis jika lebih lama). Jika tidak, utang usaha tersebut disajikan sebagai utang tidak lancar.

o.

Trade and other payables Trade and other payables are recognised initially at fair value and subsequently measured at amortised cost using the effective interest method. Payables are classified as current liabilities if payment is due within one year or less (or in the normal operating cycle of the business if longer). If not, they are presented as noncurrent liabilities.


IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) p.

Penyisihan untuk biaya pembongkaran dan restorasi


SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) p. Provision for restoration

ACCOUNTING

decommissioning and site

Penyisihan untuk biaya pembongkaran dan restorasi dicatat untuk mengakui kewajiban hukum berkaitan dengan penarikan aset minyak dan gas bumi dan aset jangka panjang lainnya yang berasal dari akuisisi, konstruksi atau pengembangan dan/atau operasi normal dari aset tersebut. Penarikan aset tersebut ini, termasuk penjualan, peninggalan, pendaurulangan atau penghapusan dengan cara lain, adalah penarikan selain penghentian sementara pemakaian.

The provision for decommissioning and site restoration provides for the legal obligations associated with the retirement of oil and gas properties including the production facilities that result from the acquisition, construction or development and/or normal operation of such assets. The retirement of such assets are their other than temporary removal from service including sale, abandonment, recycling or disposal in some other manner.

Kewajiban ini diakui sebagai liabilitas pada saat timbulnya kewajiban konstruktif yang berkaitan dengan penarikan sebuah aset. Biaya penarikan aset dalam jumlah yang setara dengan jumlah liabilitas dikapitalisasi sebagai bagian dari suatu aset tertentu dan kemudian disusutkan atau dideplesi selama masa manfaat aset tersebut. Liabilitas ini diukur pada nilai kini dari perkiraan pengeluaran yang diperlukan untuk menyelesaikan kewajiban, menggunakan tingkat diskonto sebelum pajak yang mencerminkan penilaian pasar atas nilai waktu uang dan risiko yang terkait dengan kewajiban tersebut.

These obligations are recognised as liabilities when a constructive obligation with respect to the retirement of an asset is incurred. An asset retirement cost equivalent to these liabilities is capitalised as part of the related asset’s carrying value and is subsequently depreciated or depleted over the asset’s useful life. These obligations are measured at the present value of the expenditures expected to be required to settle the obligation using a pre-tax rate that reflects current market assessments of the time value of money and the risks specific to the obligation.

Perubahan dalam pengukuran liabilitas tersebut yang timbul dari perubahan estimasi waktu atau jumlah pengeluaran sumber daya ekonomis yang diperlukan untuk menyelesaikan kewajiban tersebut, atau perubahan dalam tingkat diskonto, akan ditambahkan pada atau dikurangkan dari harga perolehan aset yang bersangkutan pada periode berjalan. Jumlah yang dikurangkan dari harga perolehan aset tidak boleh melebihi jumlah tercatatnya. Jika penurunan dalam liabilitas melebihi nilai tercatat aset, kelebihan tersebut segera diakui dalam laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian. Jika penyesuaian tersebut menghasilkan penambahan pada harga perolehan aset, Grup akan mempertimbangkan apakah hal ini mengindikasikan bahwa nilai tercatat aset yang baru mungkin tidak bisa dipulihkan secara penuh. Jika terdapat indikasi tersebut, Grup akan melakukan pengujian penurunan nilai terhadap aset tersebut dengan melakukan estimasi atas nilai yang dapat dipulihkan dan akan mencatat kerugian dari penurunan nilai.

The changes in the measurement of these obligations that result from changes in the estimated timing or amount of the outflow of resources embodying economic benefits required to settle the obligation, or a change in the discount rate will be added to or deducted from the cost of the related asset in the current period. The amount deducted from the cost of the asset should not exceed its carrying amount. If a decrease in the liability exceeds the carrying amount of the asset, the excess is recognised immediately in the consolidated statements of comprehensive income. If the adjustment results in an addition to the cost of an asset, the Group will consider whether this is an indication that the new carrying amount of the asset may not be fully recoverable. If there is such an indication, the Group will test the asset for impairment by estimating its recoverable amount, and will account for any impairment loss incurred.


IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) p.

Penyisihan untuk biaya pembongkaran dan restorasi (lanjutan)


SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) p.

ACCOUNTING

Provision for decommissioning and site restoration (continued)

Penyisihan untuk hal-hal yang berkaitan dengan lingkungan yang tidak berkaitan dengan penarikan aset, dimana Grup merupakan pihak yang bertanggung jawab, diakui ketika: - Grup memiliki kewajiban kini baik yang bersifat hukum maupun konstruktif, sebagai akibat dari peristiwa masa lalu; - besar kemungkinan penyelesaian liabilitas tersebut mengakibatkan arus keluar sumber daya; dan - estimasi yang andal mengenai jumlah liabilitas tersebut dapat ditentukan.

Provisions for environmental issues that may not involve the retirement of an asset, where the Group is a responsible party, are recognised when:

Penyisihan tersebut disajikan bersih setelah dikurangi kas yang dibatasi penggunaannya, jika ada, yang merupakan dana untuk tujuan restorasi lokasi aset, purna operasi dan kewajiban pasca operasi tersebut. Dana ini disimpan dalam rekening bersama antara MESDM dan Perusahaan dan hanya dapat digunakan untuk tujuan tersebut di atas dan dengan persetujuan dari MESDM, atau ditransfer ke MESDM apabila kegiatan tersebut tidak dilakukan oleh Grup.

Such provision is presented net of the restricted cash held, where applicable, which represents the deposit for the site restoration, decommissioning and post operation obligations. This deposit is maintained in a joint bank account between MOEMR and the Company and can only be used for such purposes with the approval from MOEMR, or should be transferred to MOEMR if the activities are not conducted by the Group.

Kewajiban penarikan aset untuk fasilitas hilir secara umum baru dapat dipastikan pada saat fasillitas tersebut ditutup secara permanen dan dibongkar. Namun demikian, fasilitas ini memiliki umur yang tidak terbatas berdasarkan rencana kelanjutan penggunaannya, dan dengan demikian, nilai wajar dari liabilitas hukum bersyarat ini tidak dapat diukur karena tanggal penyelesaian di masa depan dari liabilitas tersebut tidak dapat diperkirakan. Perusahaan melakukan evaluasi secara berkala atas aset di hilir untuk menentukan apakah ada perubahan dalam fakta dan kondisi yang ada yang dapat menyebabkan timbulnya kewajiban penarikan aset.

Asset retirement obligations for downstream facilities generally become firm at the time the facilities are permanently shutdown and dismantled. However, these sites have indeterminate lives based on plans for continued operations, and as such, the fair value of the conditional legal obligations can not be measured, since it is impossible to estimate the future settlement dates of such obligation. The Company performs periodic reviews of its downstream assets for any changes in facts and circumstances that might require recognition of asset retirement obligations.

-

the Group has a present legal or constructive obligation as a result of past events; it is probable that an outflow of resources will be required to settle the obligation; and the amount has been reliably estimated.


IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) q.

Pengakuan pendapatan dan beban (i)

Pendapatan


SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) q.

ACCOUNTING

Revenue and expense recognition (i)

Revenue

Pendapatan dari produksi minyak mentah dan gas bumi diakui berdasarkan metode provisional entitlements pada saat lifting. Perbedaan lifting aktual minyak mentah dan gas bumi menghasilkan piutang ketika entitlements final melebihi lifting minyak mentah dan gas bumi (posisi underlifting) dan menghasilkan utang ketika lifting minyak mentah dan gas bumi melebihi entitlements final (posisi overlifting). Volume underlifting dan overlifting dinilai berdasarkan harga rata-rata tertimbang tahunan Minyak Mentah Indonesia – (ICP) (untuk minyak mentah) dan harga yang ditetapkan dalam Perjanjian Jual Beli Gas yang bersangkutan (untuk gas bumi).

Revenues from the production of crude oil and natural gas are recognised on the basis of the provisional entitlements method at the point of lifting. Differences between the Company’s actual liftings of crude oil and natural gas result in a receivable when final entitlements exceed liftings of crude oil and gas (underlifting position) and in a payable when lifting of crude oil and gas exceed final entitlements (overlifting position). Underlifting and overlifting volumes are valued based on the annual weighted average Indonesian Crude Price (ICP) (for crude) and price as determined in the respective Sale and Purchase Contract (for gas).

Perusahaan mengakui pendapatan subsidi ketika menjual produk subsidi dan Perusahaan berhak atas subsidi itu.

The Company recognises subsidy revenue as it sells the subsidy products and when the Company becomes entitle to subsidy.

Pendapatan dari penjualan dan jasa masing-masing diakui pada saat risiko dan manfaat kepemilikan barang secara signifikan telah berpindah kepada pembeli dan pada saat jasa diberikan.

Revenue from sales and services is recognised when the significant risks and rewards of ownership of the goods are transferred to the buyer and when such services are performed, respectively.

Pendapatan denda yang berasal dari piutang penjualan produk BBM yang tertunggak diakui jika besar kemungkinan Perusahaan akan memperoleh sumber daya ekonomis sehubungan dengan penyelesaian atas piutang tersebut, namun demikian pada umumnya diakui pada saat Perusahaan dan pelanggan tersebut menyepakati jumlah penalti dan ada bukti-bukti bahwa pelanggan berkomitmen untuk membayar penaltinya.

Penalty income from overdue receivables from BBM sales is recognised to the extent that it is probable that the Company will receive economic resources related to the settlement of those receivables, and is generally recognised when the Company and its customers agree on the amount of the penalties and there is evidence that the customers have committed to pay the penalties.

Biaya dan pendapatan sehubungan dengan penjualan listrik antara PGE, kontraktor panas bumi dan PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) (“PLN”) dicatat berdasarkan Energy Sales Contracts (ESC) dalam KOB. KOB tersebut mengharuskan penjualan listrik dari kontraktor KOB ke PLN dilakukan melalui PGE pada nilai yang sama dengan biaya pembelian listrik dari kontraktor KOB.

The cost and revenue involving sales of electricity among PGE, geothermal contractors and PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) (“PLN”) are recorded based on Energy Sales Contracts (ESCs) under JOCs. The contracts stipulate that the sale of electricity from the JOC contractors to PLN is to be made through PGE in the same amount of the purchase costs as the electricity from the JOCs.



IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) q.

Pengakuan (lanjutan) (ii)

pendapatan

dan

q.

Beban Beban diakui pada saat berdasarkan konsep akrual.

r.

beban

2. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued)

Revenue and expense recognition (continued) (ii)

terjadinya

Program pensiun dan imbalan kerja (i) Kewajiban imbalan pasca masa kerja

ACCOUNTING

Expenses Expenses are recognised when incurred on an accrual basis.

r.

Pension plan and employee benefits (i) Post-retirement benefit obligation

Skema pensiun dapat diklasifikasikan sebagai program iuran pasti atau program imbalan pasti, bergantung pada substansi ekonomis syarat dan kondisi utama program tersebut. Program iuran pasti adalah program imbalan pascakerja yang mewajibkan perusahaan membayar sejumlah iuran tertentu kepada entitas terpisah, sehingga perusahaan tidak memiliki kewajiban hukum atau konstruktif untuk membayar iuran lebih lanjut jika entitas tersebut tidak memiliki aset yang cukup untuk membayar seluruh imbalan pascakerja sebagai imbalan atas jasa yang diberikan pekerja pada periode berjalan dan periode lalu. Program imbalan pasti adalah program pensiun yang menentukan jumlah imbalan pensiun yang akan diterima seorang karyawan pada saat pensiun, biasanya berdasarkan pada satu atau lebih faktor seperti usia, masa kerja dan kompensasi.

Pension schemes are classified as either defined contribution plans or defined benefit plans, depending on the economic substance of the plan as derived from its principal terms and conditions. A defined contribution plan is a post-retirement benefit plan under which an enterprise pays fixed contributions into a separate entity and will have no legal or constructive obligation to pay further contributions if the fund does not hold sufficient assets to pay all employee benefits relating to employee service in the current and prior periods. A defined benefit plan is a pension plan that defines the amount of pension benefit that an employee will receive on retirement, usually dependent on one or more factors such as age, years of service and compensation.

Grup harus menyediakan jumlah minimal imbalan pensiun sesuai dengan Undangundang (“UU”) Ketenagakerjaan No. 13/2003 atau Kontrak Kerja Bersama (“KKB”), mana yang lebih tinggi. Karena UU Ketenagakerjaan atau KKB menentukan rumus tertentu untuk menghitung jumlah minimal imbalan pensiun, pada dasarnya, program pensiun berdasarkan UU Ketenagakerjaan atau KKB adalah program imbalan pasti.

The Group is required to provide a minimum amount of pension benefit in accordance with Labour Law No. 13/2003 or the Company’s Collective Labour Agreement (“CLA”), whichever is higher. Since the Labour Law or the CLA sets the formula for determining the minimum amount of benefits, in substance pension plans under the Labour Law or the CLA represent defined benefit plans.



IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) r.

Program (lanjutan)

pensiun

dan

imbalan

kerja

2. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) r.

Pension plan (continued)

and

ACCOUNTING

employee

benefits

(i) Kewajiban imbalan pasca masa kerja (lanjutan)

(i) Post-retirement benefit obligation (continued)

Liabilitas program pensiun imbalan pasti yang diakui dalam laporan posisi keuangan adalah nilai kini kewajiban imbalan pasti pada tanggal laporan keuangan dikurangi nilai wajar aset program, serta disesuaikan dengan keuntungan atau kerugian aktuarial dan biaya jasa lalu yang belum diakui. Besarnya kewajiban imbalan pasti ditentukan berdasarkan perhitungan aktuaris independen yang dilakukan secara tahunan menggunakan metode projected unit credit. Nilai kini kewajiban imbalan pasti ditentukan dengan mendiskonto estimasi arus kas keluar masa depan menggunakan tingkat suku bunga obligasi pemerintah berkualitas tinggi (dengan pertimbangan saat ini tidak ada pasar aktif untuk obligasi korporat berkualitas tinggi) dalam mata uang yang sama dengan mata uang imbalan yang akan dibayarkan dan waktu jatuh tempo yang kurang lebih sama dengan waktu jatuh tempo imbalan yang bersangkutan. Aset program adalah aset yang dimiliki oleh dana imbalan kerja jangka panjang atau polis asuransi yang memenuhi syarat. Aset program tersebut tidak boleh dipakai untuk menyelesaikan liabilitas kepada kreditur Grup dan tidak dapat dibayarkan kepada Grup. Nilai wajar ditentukan berdasarkan informasi harga pasar.

The liability recognised in the statement of financial position in respect of the defined benefit pension plans is the present value of the defined benefit obligation at the financial statement date less the fair value of plan assets, together with adjustments for unrecognised actuarial gains or losses and past service costs. The defined benefit obligation is calculated annually by independent actuaries using the projected unit credit method. The present value of the defined benefit obligation is determined by discounting the estimated future cash outflows using interest rates of high quality government bonds (considering that currently there is no deep market for high quality corporate bonds) that are denominated in the currency in which the benefits will be paid, and that have terms of maturity approximating the terms of the related pension liability. Plan assets are assets that are held by a long-term employee benefit fund or qualifying insurance policies. Plan assets are not available to the creditors of the Group, nor can they be paid to the Group. Fair value is determined based on market price information.

Beban yang diakui dilaporan laba-rugi termasuk biaya jasa kini, beban bunga, amortisasi biaya jasa lalu dan keuntungan dan kerugian aktuaria.

Expenses charged to the profit or loss include current service costs, interest expense, amortisation of past service costs and actuarial gains and losses.

Biaya jasa lalu diakui segera di laporan laba-rugi, kecuali perubahan pada program pensiun bergantung kepada sisa masa kerja karyawan untuk jangka waktu tertentu (periode hak atau vested). Dalam hal ini, biaya jasa lalu diamortisasi menggunakan metode garis lurus selama periode rata-rata sampai imbalan tersebut menjadi hak atau vested.

Past-service costs are recognised immediately in the profit or loss, unless the changes to the pension plan are conditional on the employees remaining in service for a specified period of time (the vesting period). In this case, the past-service costs are amortised on a straight-line basis over the vesting period.




Program (lanjutan)

pensiun

dan

imbalan

kerja

(i) Kewajiban imbalan pasca masa kerja (lanjutan) Keuntungan dan kerugian aktuarial dari program imbalan pasca-kerja yang timbul dari penyesuaian pengalaman dan perubahan asumsi aktuarial diakui sebagai penghasilan atau beban pada saat akumulasi keuntungan dan kerugian aktuarial bersih yang belum diakui untuk masing-masing program imbalan pasti pada akhir periode pelaporan sebelumnya melebihi jumlah yang lebih besar diantara 10% dari nilai kini kewajiban imbalan pasti dan 10% dari nilai wajar aset dana pensiun, pada tanggal tersebut. Keuntungan atau kerugian tersebut dibebankan atau dikreditkan pada laporan laba-rugi berdasarkan metode garis lurus selama rata-rata sisa masa kerja yang diharapkan dari pekerja. (ii) Pesangon pemutusan kontrak kerja Pesangon pemutusan kontrak kerja terutang ketika karyawan dihentikan kontrak kerjanya oleh Grup sebelum tanggal pensiun normal atau ketika karyawan menerima penawaran pengunduran diri secara sukarela sebagai ganti dari manfaat yang diterima. Grup mengakui pesangon pemutusan kontrak kerja ketika Grup menunjukkan komitmennya baik untuk memutuskan kontrak kerja dengan karyawan berdasarkan suatu rencana formal terinci yang secara realistis kecil kemungkinan untuk dibatalkan; atau menyediakan pesangon pemutusan kontrak kerja sebagai hasil dari penawaran yang diberikan untuk mendorong pemberhentian secara sukarela. Pesangon yang jatuh tempo lebih dari 12 bulan setelah periode pelaporan akan didiskonto ke nilai kini.



and

ACCOUNTING

employee

benefits

(i) Post-retirement benefit obligation (continued) Actuarial gains and losses arising from experience adjustments and changes in actuarial assumptions involving postemployment benefits plans are recognised as income or expense when the net cumulative unrecognised actuarial gains and losses for each individual plan at the end of the previous reporting period exceeds the greater of 10% of the present value of the defined benefits obligation and 10% of the fair value of plan assets at that date. These gains or losses are charged or credited to the profit or loss on a straight-line basis over the expected average remaining working lives of the employees.

(ii) Termination benefits Termination benefits are payable when employee’s employment is terminated by the Group before the normal retirement date, or whenever an employee accepts voluntary redundancy in exchange for these benefits. The Group recognises the termination benefits when it is demonstrably committed to either terminating the employment of current employees according to a detailed formal plan without a realistic possibility of withdrawal; or providing termination benefits as a result of an offer made to encourage voluntary redundancy. Benefits falling due more than 12 months after the end of the reporting period are discounted to their present value.




Program (lanjutan)

pensiun

dan

imbalan

kerja


(iii) Imbalan kerja jangka panjang lainnya

Transaksi dan saldo dalam denominasi non-Dolar Amerika Serikat

and

employee

benefits

(iii) Other long-term employee benefits

Perusahaan memberikan imbalan jangka panjang lainnya kepada pekerjanya. Imbalan ini biasanya diberikan kepada pekerja yang tetap bekerja sampai usia pensiun dan memenuhi masa kerja minimum. Biaya yang diharapkan timbul atas imbalan ini diakru selama masa kerja dengan menggunakan metodologi akuntansi yang sama seperti yang digunakan dalam program pensiun imbalan pasti. Keuntungan dan kerugian aktuarial yang timbul dari penyesuaian dan perubahan dalam asumsi-asumsi aktuarial dibebankan atau dikreditkan ke laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian pada periode terjadinya. Kewajiban ini dinilai setiap tahun oleh aktuaris independen yang memenuhi syarat. s.


ACCOUNTING

The Company provides other long-term employee benefits to its employees. The entitlement to these benefits is usually conditional on the employee remaining in service up to retirement age and the completion of a minimum service period. The expected costs of these benefits are accrued over the period of employment using the same accounting methodology as used for defined benefit pension plans. Actuarial gains and losses arising from experience adjustments and changes in actuarial assumptions are charged or credited to the consolidated statements of comprehensive income in the period in which they arise. These obligations are valued annually by independent qualified actuaries. s.

Transactions and balances in non-US Dollar denomination

Grup menyelenggarakan pembukuan dalam mata uang Dolar Amerika Serikat, kecuali untuk PT Patra Jasa, PT Pertamina Trans Kontinental, PT Pertamina Bina Medika, PT Pertamina Dana Ventura, PT Usayana, PT Pertamina Retail dan PT Pertamina Training & Consulting yang menggunakan mata uang Rupiah sesuai dengan mata uang fungsionalnya.

The Group maintains its accounting records in US Dollar, except for PT Patra Jasa, PT Pertamina Trans Kontinental, PT Pertamina Bina Medika, PT Pertamina Dana Ventura, PT Usayana, PT Pertamina Retail and PT Pertamina Training & Consulting which maintain accounting records in Rupiah denomination, their functional currency.

Transaksi dalam mata uang asing dijabarkan ke dalam mata uang Dolar Amerika Serikat dengan menggunakan kurs yang berlaku pada tanggal transaksi. Pada setiap tanggal pelaporan, aset dan liabilitas moneter dalam mata uang asing dijabarkan ke dalam mata uang Dolar Amerika Serikat menggunakan kurs penutup. Kurs yang digunakan sebagai acuan adalah kurs yang dikeluarkan oleh Bank Indonesia. Keuntungan dan kerugian selisih kurs yang timbul dari penyelesaian transaksi dalam mata uang asing dan dari penjabaran aset dan liabilitas moneter dalam mata uang asing diakui di dalam laporan laba-rugi, kecuali jika ditangguhkan di dalam ekuitas sebagai lindung nilai arus kas dan lindung nilai investasi bersih yang memenuhi syarat.

Foreign currency transactions are translated into US Dollar using the exchange rates prevailing at the dates of the transactions. At each reporting date, monetary assets and liabilities denominated in foreign currency are translated into US Dollar using the closing exchange rate. The exchange rate used as a benchmark is the rate which is issued by Bank Indonesia. Foreign exchange gains and losses resulting from the settlement of such transactions and from the translation at period-end exchange rates of monetary assets and liabilities denominated in foreign currencies are recognised in the profit or loss, except when deferred in equity as qualifying cash flow hedges and qualifying net investment hedges.



IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) s.

2. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued)

Transaksi dan saldo dalam denominasi non-Dolar Amerika Serikat (lanjutan)

s.

Transactions and balances in non-US Dollar denomination (continued)

Laporan keuangan suatu kegiatan usaha luar negeri yang merupakan bagian integral dari Perusahaan dijabarkan seolah-olah transaksi kegiatan usaha luar negeri tersebut merupakan transaksi Perusahaan sendiri.

The accounts of the foreign currency denominated operations that are integral to the Company are translated as if the transactions of the foreign currency denominated operations were the Company’s own transactions.

Untuk Entitas Anak dalam negeri dan luar negeri, yang bukan merupakan bagian integral dari operasi Perusahaan dan mata uang fungsionalnya bukan Dolar Amerika Serikat, aset dan liabilitas dijabarkan ke dalam mata uang Dolar Amerika Serikat dengan menggunakan kurs penutup yang berlaku pada tanggal neraca. Ekuitas dijabarkan dengan menggunakan kurs historis. Pendapatan dan beban dijabarkan dengan menggunakan kurs rata-rata selama periode yang bersangkutan.

For domestic and foreign Subsidiaries that are not integral to the Company’s operations and for which the functional currency is not US Dollar, the assets and liabilities are translated into US Dollar at the exchange rates prevailing at the balance sheet date. The equity is translated at historical exchange rates. The revenue and expenses are translated at average exchange rates for the period.

Nilai tukar yang digunakan pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 masing-masing adalah sebagai berikut (nilai penuh):

The exchange rates used as of 31 December 2012 and 2011 were as follows (full amount):

2012 1.000 Rupiah/ Dolar Amerika Serikat Dolar Singapura/Dolar Amerika Serikat 100 Yen Jepang/DolarAmerika Serikat Dolar Hong Kong/Dolar Amerika Serikat Euro/Dolar Amerika Serikat

2011

0.10 0.82 1.16 0.13 1.32

Laba atau rugi bersih selisih kurs dibebankan pada laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian periode berjalan. t.

ACCOUNTING

Pajak penghasilan Metode liabilitas neraca diterapkan untuk menentukan beban pajak penghasilan. Berdasarkan metode ini, beban pajak kini dihitung berdasarkan taksiran laba kena pajak tahun berjalan. Aset dan liabilitas pajak tangguhan diakui untuk semua perbedaan temporer yang timbul antara jumlah aset dan liabilitas komersial dengan perhitungan pajak pada setiap tanggal pelaporan.

0.11 0.77 1.29 0.13 1.29

1,000 Rupiah/US Dollar Singapore Dollar/US Dollar 100 Japanese Yen/US Dollar Hong Kong Dollar/US Dollar Euro/US Dollar

The resulting net foreign exchange gain or losses are recognised in the current period consolidated statements of comprehensive income. t.

Income tax The balance sheet liability method is applied to determine income tax expense. Under this method, current tax expense is provided based on the estimated taxable income for the year. Deferred tax assets and liabilities are recognised for temporary differences between commercial assets and liabilities and the tax bases at each reporting date.


IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) t.

Pajak penghasilan (lanjutan)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 2. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) t.

ACCOUNTING

Income tax (continued)

Aset dan liabilitas pajak tangguhan yang berasal dari kegiatan diluar kegiatan KKS dihitung dengan menggunakan tarif pajak yang berlaku atau secara substansif telah berlaku pada tanggal neraca. Untuk aset dan liabilitas pajak tangguhan terkait kegiatan KKS dihitung dengan menggunakan tarif pajak yang berlaku pada tanggal efektifnya KKS atau tanggal perpanjangan atau tanggal perubahan KKS. Perubahan nilai tercatat aset dan liabilitas pajak tangguhan yang disebabkan oleh perubahan tarif pajak dibebankan pada tahun berjalan, kecuali untuk transaksi-transaksi yang sebelumnya telah langsung dibebankan atau dikreditkan ke ekuitas.

Deferred tax assets and liabilities involving activities other than PSCs activities are measured at the tax rates that have been enacted or substantively enacted at the balance sheet date. Deferred tax assets and liabilities involving PSC activities are measured at the tax rates in effect at the effective dates of the PSCs or extensions or amendments of such PSCs. Changes in deferred tax assets and liabilities as a result of amendments of tax rates are recognised in the current year, except for transactions previously charged or credited directly to equity.

Aset pajak tangguhan yang berhubungan dengan saldo rugi fiskal yang belum digunakan dan biaya KKS yang belum memperoleh penggantian (unrecovered costs) diakui apabila besar kemungkinan jumlah laba fiskal pada masa mendatang akan memadai untuk dikompensasi dengan saldo rugi fiskal yang belum digunakan dan biaya KKS yang belum memperoleh penggantian.

Deferred tax assets relating to the carry forward of unused tax losses and unrecovered PSCs costs are recognised to the extent that it is probable that in the future, taxable income will be available against which the unused tax losses and unrecovered PSCs costs can be utilised.

Koreksi terhadap kewajiban perpajakan dicatat pada saat surat ketetapan pajak diterima, atau dalam hal Grup mengajukan banding, ketika: (1) pada saat hasil dari banding tersebut ditetapkan, kecuali bila terdapat ketidakpastian yang signifikan atas hasil banding tersebut, maka koreksi berdasarkan surat ketetapan pajak terhadap liabilitas perpajakan tersebut dicatat pada saat pengajuan banding dibuat, atau (2) pada saat dimana berdasarkan pengetahuan dari perkembangan atas kasus lain yang serupa dengan kasus yang sedang dalam proses banding, berdasarkan ketentuan Pengadilan Pajak atau Mahkamah Agung, dimana hasil yang diharapkan dari proses banding secara signifikan tidak pasti, maka pada saat itu perubahan kewajiban perpajakan diakui berdasarkan jumlah ketetapan pajak yang diajukan banding.

Amendments to taxation obligations are recorded when an assessment is received or, for assessment amounts appealed against by the Group, when: (1) the result of the appeal is determined, unless there is significant uncertainty as to the outcome of such an appeal, in which event the impact of the amendment of tax obligations based on an assessment is recognised at the time of making such appeal, or (2) at the time based on knowledge of developments in similar cases involving matters appealed, in rulings by the Tax Court or the Supreme Court, where a positive appeal outcome is adjudged to be significantly uncertain, in which event the impact of an amendment of tax obligations is recognised based on the assessment amounts appealed.

Grup secara periodik mengevaluasi posisi yang dilaporkan di Surat Pemberitahuan Tahunan (SPT) sehubungan dengan situasi di mana aturan pajak yang belaku membutuhkan interpretasi. Jika perlu, Grup menentukan penyisihan berdasarkan jumlah yang diharapkan akan dibayar kepada otoritas pajak.

The Group periodically evaluates positions taken in tax returns with respect to situations in which applicable tax regulations are subject to interpretation. Where appropriate, it establishes provisions based on the amounts expected to be paid to the tax authorities.


IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) u.

Informasi segmen

2. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) u.

ACCOUNTING

Segment information

Segmen operasi adalah suatu komponen dari entitas:

An operating segment is a component of an enterprise:

a.

a. that engages in business activities from which it may earn revenues and incur expenses (including revenue and expenses related to the transactions with different components within the same entity);

b.

c. v.


yang terlibat dalam aktivitas bisnis yang mana memperoleh pendapatan dan menimbulkan beban (termasuk pendapatan dan beban terkait dengan transaksi dengan komponen lain dari entitas yang sama); hasil operasinya dikaji ulang secara reguler oleh pengambil keputusan operasional untuk membuat keputusan tentang sumber daya yang dialokasikan pada segmen tersebut dan menilai kinerjanya; dan tersedia informasi keuangan yang dapat dipisahkan.

Penurunan nilai aset non-keuangan

b. whose operating results are regularly reviewed by the enterprise’s chief operating decision maker to make decisions about resources to be allocated to the segment and to assess its perfomance; and c. for which discrete financial information is available. v.

Impairment of non-financial assets

Aset yang memiliki umur manfaat tidak terbatas - sebagai contoh, goodwill atau aset tak berwujud yang belum siap digunakan tidak diamortisasi dan dilakukan pengujian penurunan nilai secara tahunan.

Assets that have an indefinite useful life - for example, goodwill or intangible assets not ready for use - are not subject to amortisation and are tested annually for impairment.

Aset yang diamortisasi atau didepresiasi diuji terhadap penurunan nilai ketika terdapat indikasi bahwa nilai tercatatnya mungkin tidak dapat dipulihkan. Penurunan nilai diakui jika nilai tercatat aset melebihi jumlah terpulihkan. Jumlah terpulihkan adalah yang lebih tinggi antara nilai wajar aset dikurangi biaya untuk menjual dan nilai pakai aset. Dalam menentukan penurunan nilai, aset dikelompokkan pada tingkat yang paling rendah dimana terdapat arus kas yang dapat diidentifikasi (unit penghasil kas). Aset nonkeuangan selain goodwill yang mengalami penurunan nilai diuji setiap tanggal pelaporan untuk menentukan apakah terdapat kemungkinan pemulihan penurunan nilai.

Assets that are subject to amortisation or depreciation are reviewed for impairment whenever events or changes in circumstances indicate that the carrying amount may not be recoverable. An impairment loss is recognised in the amount by which the asset’s carrying amount exceeds its recoverable amount. The recoverable amount is the higher of an asset’s fair value less costs to sell and value in use. For the purposes of assessing impairment, assets are grouped at the lowest levels for which there are separately identifiable cash flows (cashgenerating units). Non-financial assets other than goodwill that suffer an impairment are reviewed for possible reversal of the impairment at each reporting date.

w. Biaya emisi penerbitan obligasi

w. Bonds issuance costs

Biaya emisi penerbitan obligasi disajikan sebagai pengurang “Utang Obligasi” sebagai bagian dari liabilitas tidak lancar pada laporan posisi keuangan konsolidasian.

Bonds issuance costs are presented as deduction from “Bonds Payable” as part of noncurrent liabilities in the consolidated statements of financial position.

Selisih antara hasil emisi neto dengan nilai nominal merupakan diskonto yang diamortisasi dengan metode suku bunga efektif selama jangka waktu utang obligasi.

The difference between net proceeds and nominal value represents a discount which is amortised using the effective interest method over the term of the bonds.


IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) x.

Ventura bersama

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 2. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) x.

ACCOUNTING

Joint venture

Partisipasi Grup pada pengendalian bersama entitas diakui berdasarkan konsolidasi proporsional. Grup menggabungkan bagiannya atas setiap penghasilan dan beban, aset dan liabilitas dan arus kas dari ventura bersama entitas satu per satu dengan unsur yang sama, dengan laporan keuangan konsolidasian Grup. Grup mengakui bagian keuntungan atau kerugian dari penjualan aset oleh Grup kepada ventura bersama yang dapat diatribusikan ke bagian partisipasi venturer lainnya. Grup tidak mengakui bagiannya atas keuntungan atau kerugian dari ventura bersama yang dihasilkan dari pembelian aset ventura bersama oleh Grup sampai Grup menjual kembali aset tersebut kepada pihak independen. Tetapi, kerugian atas transaksi tersebut diakui segera jika kerugian tersebut mencerminkan suatu pengurangan dalam nilai realisasi dari aset lancar atau rugi penurunan nilai.

The Group‘s interests in jointly controlled entities are accounted for based on proportionate consolidation. The Group combines its share of the joint venture‘s individual income and expenses, asset and liabilities, and cash flows on a line-by-line basis with similar items in the Group‘s consolidated financial statements. The Group recognises the portion of gains and losses on the sale of assets by the group to the joint venture that is attributable to the other venturers. The Group does not recognise its share of profit or losses from the joint venture that result from the Group‘s purchase of assets from the joint venture until it resells the assets to the independent party. However, a loss on the transactions is recognised immediately if the loss provides evidence of a reduction in the net realisable value of current assets, or an impairment loss.

Keuntungan atau kerugian dari kontribusi aset non-moneter ke pengendalian bersama entitas diakui dalam laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian sebatas bagian partisipasi ekuitas venturer lain. Keuntungan atau kerugian yang belum direalisasi atas kontribusi aset non-moneter dieliminasi terhadap aset yang mendasarinya.

Gains or losses from non-monetary contributions to a jointly controlled entity is recognised in the consolidated statement of comprehensive income to the extent of the other venturer’s interest. Any unrealised gains or losses from non-monetary contribution assets are eliminated against the underlying assets.

Kerjasama operasi merupakan kesepakatan dua pihak atau lebih untuk bekerja sama melakukan aktivitas ekonomi dengan melakukan Pengendalian Bersama Operasi (“PBO”). Pengendalian bersama mencakup keputusan keuangan dan operasional dari pihak-pihak yang bekerja sama.

Jointly controlled operations are contractual arrangements whereby two or more parties undertake an economic activity which is subject to Joint Operating Contract (“JOC”). Joint control exists when there are joint financial and operational decisions made by the involved parties.

Dalam pengoperasian PBO, hak untuk menggunakan dan kepemilikan aset PBO diatur dalam perjanjian kerjasama antar pihak terkait. Pendapatan, beban, aset dan kewajiban dari aset PBO, disajikan dalam laporan keuangan konsolidasian sebesar porsi kepemilikan Perusahaan dan Entitas Anak pada PBO.

Under JOC, the rights to use and ownership of the jointly controlled assets are under cooperative arrangements between the respective parties. Revenues, expenses, assets and liabilities involving JOC assets are presented in the consolidated financial statements in accordance with the Company’s and Subsidiaries’ portions of ownership interests in the JOC.


IKHTISAR KEBIJAKAN AKUNTANSI PENTING (lanjutan) y.

z.

Modal saham

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 2. SUMMARY OF SIGNIFICANT POLICIES (continued) y.

ACCOUNTING

Share capital

Saham biasa dikelompokkan sebagai ekuitas.

Ordinary shares are classified as equity.

Biaya langsung yang berkaitan dengan penerbitan saham baru disajikan sebagai pengurang ekuitas, neto setelah pajak, dari jumlah yang diterima.

Incremental costs directly attributable to the issue of new shares are shown in equity as a deduction, net of tax, from the proceeds.

Dividen Pembagian dividen kepada pemegang saham diakui sebagai liabilitas dalam laporan keuangan konsolidasian Grup dalam periode dimana pembagian dividen tersebut diumumkan.

aa. Biaya Pinjaman

z.

Dividends Dividend distribution to the shareholders is recognised as a liability in the Group consolidated financial statements in the period in which the dividends are declared.

aa. Borrowing Costs

Biaya pinjaman merupakan bunga dan selisih kurs pinjaman yang diterima dalam mata uang asing dan biaya lainnya (amortisasi diskonto/premi dari pinjaman diterima) yang terjadi sehubungan dengan peminjaman dana.

Borrowing costs are interest and exchange differences on foreign currency denominated borrowings and other costs (amortisation of discounts/premiums on borrowings, etc.) incurred in connection with the borrowing of funds.

Biaya pinjaman yang dapat diatribusikan secara langsung dengan perolehan, konstruksi, atau pembuatan asset kualifikasian dikapitalisasi sebagai bagian dari biaya perolehan aset tersebut. Biaya pinjaman lainnya diakui sebagai beban pada saat terjadinya.

Borrowing costs which directly attributable to the acquisition, construction, or production of qualifying assets which should be capitalised as part of the acquisition cost of the qualifying assets. Other borrowing costs are recognised as expense in the period in which they are incurred.

Jika Grup menjamin dana secara khusus untuk tujuan memperoleh aset kualifikasian, maka entitas menentukan jumlah biaya pinjaman yang layak dikapitalisasikan sebesar biaya pinjaman aktual yang terjadi selama tahun berjalan dikurangi penghasilan investasi atas investasi sementara dari pinjaman tersebut.

To the extent that the Group borrows funds specifically for the purpose of obtaining a qualifying asset, the entity determines the amount of borrowing costs eligible for capitalisation as the actual borrowing cost incurred on that borrowing during the year less any investment income on the temporary investment of those borrowings.

Jika pengembangan aktif atas aset kualifikasian dihentikan, Grup menghentikan kapitalisasi biaya pinjaman selama periode yang diperpanjang tersebut.

The Group suspends capitalisation of borrowing costs during extended periods in which it suspends active development of a qualifying asset.

Kapitalisasi biaya pinjaman dihentikan saat selesainya secara substansial seluruh aktivitas yang diperlukan untuk mempersiapkan aset kualifikasian agar dapat digunakan atau dijual sesuai dengan maksudnya.

The Group ceases capitalising borrowing costs when substantially all the activities necessary to prepare the qualifying asset for its intended use or sale are complete.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/60 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 3. PENGGUNAAN ESTIMASI, DAN ASUMSI MANAJEMEN

PERTIMBANGAN,


MANAGEMENT USE OF ESTIMATES, JUDGEMENTS, AND ASSUMPTIONS

Dalam penerapan kebijakan akuntansi Grup seperti yang diungkapkan dalam Catatan 2 pada laporan keuangan konsolidasian, manajemen harus membuat estimasi, pertimbangan, dan asumsi atas nilai tercatat aset dan liabilitas yang tidak tersedia oleh sumber-sumber lain.

In the application of the Group’s accounting policies, which are described in Note 2 to the consolidated financial statements, management is required to make estimates, judgements and assumptions about the carrying amounts of assets and liabilities that are not readily apparent from other sources.

Estimasi dan asumsi tersebut, berdasarkan pengalaman historis dan faktor lain yang dipertimbangkan relevan.

The estimates and assumptions are based on historical experience and other factors that are considered to be relevant.

Manajemen berkeyakinan bahwa pengungkapan berikut telah mencakup ikhtisar estimasi, pertimbangan, dan asumsi signifikan yang dibuat oleh manajemen, yang berpengaruh terhadap jumlah-jumlah yang dilaporkan serta pengungkapan dalam laporan keuangan konsolidasian.

Management believes that the following represent a summary of the significant estimates, judgements and assumptions made that affected certain reported amounts and disclosures in the consolidated financial statements.

a.

a.

Pertimbangan

Judgements

Pertimbangan-pertimbangan berikut dibuat oleh manajemen dalam proses penerapan kebijakan akuntansi Grup yang memiliki dampak yang paling signifikan terhadap jumlah-jumlah yang diakui dalam laporan keuangan konsolidasian:

The following judgements are made by management in the process of applying the Group’s accounting policies that have the most significant effects on the amounts recognised in the consolidated financial statements.

(i)

(i) Functional currency

Mata uang fungsional Dalam proses penerapan kebijakan akuntansi Grup, manajemen telah membuat pertimbangan untuk menentukan mata uang fungsional entitas anak luar negeri (Catatan 4a).

(ii)

Klasifikasi aset keuangan dan liabilitas keuangan Grup menentukan klasifikasi aset dan liabilitas tertentu sebagai aset keuangan dan liabilitas keuangan dengan menilai apakah aset dan liabilitas tersebut memenuhi definisi yang ditetapkan dalam PSAK 55. Aset keuangan dan liabilitas keuangan dicatat sesuai dengan kebijakan akuntansi Grup sebagaimana diungkapkan dalam Catatan 2f.

In the process of applying the Group’s accounting policies, management has made judgement on the determination of functional currency of the foreign subsidiaries (Notes 4a). (ii)

Classification of financial liabilities

financial

assets

and

The Group determines the classifications of certain assets and liabilities as financial assets and liabilities by determining if they meet the definition set forth in SFAS 55. Accordingly, the financial assets and liabilities are accounted for in accordance with the Group’s accounting policies disclosed in Note 2f.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/61 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 3. PENGGUNAAN ESTIMASI, PERTIMBANGAN, DAN ASUMSI MANAJEMEN (lanjutan) a.

Pertimbangan (lanjutan) (iii) Aset keuangan yang tidak kuotasi harga di pasar aktif


MANAGEMENT USE OF ESTIMATES, JUDGEMENTS, AND ASSUMPTIONS (continued) a.

memiliki

Judgements (continued) (iii)

Financial assets not quoted in active market

Grup mengklasifikasikan aset keuangan dengan mengevaluasi, antara lain, apakah aset tersebut memiliki atau tidak memiliki kuotasi harga di pasar yang aktif. Evaluasi tersebut juga mencakup apakah kuotasi harga suatu aset keuangan di pasar yang aktif, merupakan kuotasi harga yang tersedia secara reguler, dan kuotasi harga tersebut mencerminkan transaksi di pasar yang aktual dan terjadi secara reguler dalam suatu transaksi wajar.

The Group classifies financial assets by evaluating, among other things, whether the asset is quoted or not in an active market. Included in the evaluation of whether a financial asset is quoted in and active market is the determination of whether quoted prices are readily and regularly available, and whether those prices represent actual and regularly ocurring market transactions on an arm’s length basis.

(iv) Cadangan kerugian penurunan nilai aset keuangan

(iv) Allowance for impairment of financial assets

Cadangan kerugian penurunan nilai pinjaman yang diberikan dan piutang dipelihara pada jumlah yang menurut manajemen adalah memadai untuk menutup kemungkinan tidak tertagihnya aset keuangan. Pada setiap tanggal laporan posisi keuangan konsolidasian, Grup secara spesifik menelaah apakah telah terdapat bukti obyektif bahwa suatu aset keuangan telah mengalami penurunan nilai (tidak tertagih).

Allowance for impairment losses is maintained at a level considered adequate to provide for potentially uncollectible receivables. The Group assesses specifically at each consolidated statement of financial position date whether there is an objective evidence that a financial asset is impaired (uncollectible).

Cadangan yang dibentuk adalah berdasarkan pengalaman penagihan masa lalu dan faktor-faktor lainnya yang mungkin mempengaruhi kolektibilitas, antara lain kemungkinan kesulitan likuiditas atau kesulitan keuangan yang signifikan yang dialami oleh debitur atau penundaan pembayaran yang signifikan.

The level of allowance is based on past collection experience and other factors that may affect collectability such as the probability of insolvency or significant financial difficulties of the debtors or significant delay in payments.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/62 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 3. PENGGUNAAN ESTIMASI, PERTIMBANGAN, DAN ASUMSI MANAJEMEN (lanjutan) b.

Pertimbangan (lanjutan)


MANAGEMENT USE OF ESTIMATES, JUDGEMENTS, AND ASSUMPTIONS (continued) b.

Judgements (continued)

(iv) Cadangan kerugian penurunan nilai aset keuangan (lanjutan)

(iv) Allowance for impairment of financial assets (continued)

Jika terdapat bukti obyektif penurunan nilai, maka saat dan besaran jumlah yang dapat ditagih diestimasi berdasarkan pengalaman kerugian masa lalu. Cadangan kerugian penurunan nilai dibentuk atas akun-akun yang diidentifikasi secara spesifik telah mengalami penurunan nilai. Akun pinjaman yang diberikan dan piutang dihapusbukukan berdasarkan keputusan manajemen bahwa aset keuangan tersebut tidak dapat ditagih atau direalisasi meskipun segala cara dan tindakan telah dilaksanakan. Suatu evaluasi atas piutang, yang bertujuan untuk mengidentifikasi jumlah penyisihan yang harus dibentuk, dilakukan secara berkala sepanjang tahun. Oleh karena itu, saat dan besaran jumlah cadangan kerugian penurunan nilai yang tercatat pada setiap periode dapat berbeda tergantung pada pertimbangan dan estimasi yang digunakan.

If there is an objective evidence of impairment, timing and collectible amounts are estimated based on historical loss data. Provision for decline in value is provided on accounts specifically identified as impaired. Written-off loans and receivables are based on management’s decisions that the financial assets are uncollectible or cannot be realised in whatsoever actions have been taken. Evaluation of receivables to determine the total allowance to be provided is performed periodically during the year. Therefore, the timing and amount of provision for decline in value recorded in each period might differ based on the judgements and estimates that have been used.

Nilai tercatat investasi dimiliki hingga jatuh tempo serta pinjaman diberikan dan piutang Grup tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011 sebagaimana diungkapkan dalam Catatan 47.

The carrying value of the Group’s held to maturity investments and loans and receivables as of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011 disclosed in Note 47.

(v) Biaya eksplorasi dan evaluasi Kebijakan akuntansi Grup untuk biaya eksplorasi dan evaluasi mengakibatkan biaya tertentu dikapitalisasi untuk sebuah wilayah kerja yang dianggap dapat dipulihkan oleh eksploitasi di masa depan atau penjualan atau di mana kegiatan tersebut belum mencapai tahap tertentu yang memungkinkan dilakukan penilaian yang wajar atas keberadaan cadangan. Kebijakan ini mengharuskan manajemen untuk membuat estimasi dan asumsi tertentu atas peristiwa dan keadaan di masa depan, khususnya apakah operasi eksploitasi dapat dilaksanakan secara ekonomis.

(v) Exploration and evaluation expenditures The Group’s accounting policy for exploration and evaluation expenditure results in certain items of expenditure being capitalised for an area of interest where it is considered likely to be recoverable by future exploitation or sale or where the activities have not reached a stage which permits a reasonable assessment of the existence of reserves. This policy requires management to make certain estimates and assumptions as to future events and circumstances, in particular whether an economically viable extraction operation can be established.


Pertimbangan (lanjutan) (v) Biaya eksplorasi dan evaluasi (lanjutan) Setiap perkiraan dan asumsi tersebut dapat berubah seiring tersedianya informasi baru. Jika, setelah dilakukan kapitalisasi atas biaya berdasarkan kebijakan ini, suatu pertimbangan dibuat bahwa pemulihan biaya dianggap tidak dimungkinkan, biaya yang telah dikapitalisasi tersebut akan dibebankan ke dalam laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian. (vi) Biaya pengembangan


MANAGEMENT USE OF ESTIMATES, JUDGEMENTS, AND ASSUMPTIONS (continued) a. Judgements (continued) (v)

Exploration and evaluation expenditures (continued) Any such estimates and assumptions may change as new information becomes available. If, after having capitalised the expenditure under the policy, a judgement is made that recovery of the expenditure is unlikely, the relevant capitalised amount will be written off to the consolidated statement of comprehensive income.

(vi) Development expenditures

Kegiatan pengembangan dimulai setelah dilakukan pengesahan proyek oleh tingkat manajemen yang berwenang. Pertimbangan diterapkan oleh manajemen dalam menentukan kelayakan suatu proyek secara ekonomis. Dalam melakukan pertimbangan ini, manajemen perlu membuat estimasi dan asumsi tertentu yang serupa dengan kapitalisasi biaya eksplorasi dan evaluasi yang dijelaskan di atas.

Development activities commence after a project is sanctioned by the appropriate level of management. Judgement is applied by management in determining when a project is economically viable. In exercising this judgement, management is required to make certain estimates and assumptions similar to those described above for capitalised exploration and evaluation expenditure.

(vii) Penyisihan untuk biaya pembongkaran dan restorasi

(vii) Provision for decommissioning and site restoration

Kebijakan akuntansi Grup atas pengakuan penyisihan untuk biaya pembongkaran dan restorasi membutuhkan estimasi dan asumsi yang signifikan seperti: persyaratan kerangka hukum dan peraturan yang relevan; besarnya kemungkinan kontaminasi serta waktu, luas dan biaya yang dibutuhkan untuk kegiatan pembongkaran dan restorasi. Ketidakpastian ini dapat mengakibatkan perbedaan antara jumlah pengeluaran aktual di masa depan dari jumlah yang disisihkan pada saat ini. Penyisihan yang diakui pada setiap lokasi ditinjau secara berkala dan diperbarui berdasarkan fakta-fakta dan keadaan pada saat itu.

The Group’s accounting policy for the recognition of decommissioning and site restoration provisions requires significant estimates and assumptions such as: requirements of the relevant legal and regulatory framework; the magnitude of possible contamination and the timing, extent and costs of required decommissioning and site restoration activity. These uncertainties may result in future actual expenditure differing from the amounts currently provided. The provision recognised for each site is periodically reviewed and updated based on the facts and circumstances available at the time.




MANAGEMENT USE OF ESTIMATES, JUDGEMENTS, AND ASSUMPTIONS (continued) a. Judgements (continued)

(vii) Penyisihan untuk biaya pembongkaran dan restorasi (lanjutan)

(vii) Provision for decommissioning and site restoration (continued)

Grup memiliki kewajiban untuk melakukan pembongkaran fasilitas produksi minyak dan gas bumi dan pipa pada akhir umur manfaat aset-aset tersebut. Kewajiban pembongkaran terbesar yang dihadapi Grup berkaitan dengan penutupan dan peninggalan sumur-sumur yang sudah tidak terpakai dan pembuangan platform minyak dan gas alam dan saluran pipa pada area kontrak Grup.

The Group is obliged to carry out future decommissioning of oil and natural gas production facilities and pipelines at the end of their economic lives. The largest decommissioning obligations facing the Group relate to the plugging and abandonment of wells and the removal and disposal of oil and natural gas platforms and pipelines in its contract area.

Sebagian besar pembongkaran akan dilakukan di masa yang akan datang sehingga terdapat ketidakpastian mengenai persyaratan yang harus dipenuhi pada saat dilakukannya pembongkaran. Teknologi pembongkaran dan biaya pembongkaran terus berubah, termasuk ekspektasi politik, lingkungan, keselamatan, dan publik. Akibatnya, terdapat ketidakpastian yang signifikan terkait kapan dan jumlah arus kas masa depan yang harus dikeluarkan. Perubahan dalam ekspektasi biaya masa depan yang diharapkan tercermin dalam aset dan penyisihan, yang dapat memiliki dampak yang material terhadap laporan keuangan konsolidasian Grup.

Most of these decommissioning events are many years in the future and the precise requirements that will have to be met when the removal event actually occurs are uncertain. Decommissioning technologies and costs are constantly changing, as well as political, environmental, safety and public expectations. Consequently, the timing and amounts of future cash flows are subject to significant uncertainty. Changes in the expected future costs are reflected in both the provision and the asset and could have a material impact on the Group’s consolidated financial statements.

Jika tingkat diskonto dan biaya pembongkaran berbeda 10% dari estimasi manajemen, jumlah tercatat yang disisihkan untuk biaya pembongkaran dan restorasi lokasi aset akan lebih rendah sebesar US$168.673 atau lebih tinggi sebesar US$187.011.

If the discount rate and decommissioning costs used differ by 10% from management’s estimates, the carrying amount of provision for decommissioning and site restoration will be an estimated US$168,673 lower or US$187,011 higher.


Pertimbangan (lanjutan) (viii) Pajak penghasilan


MANAGEMENT USE OF ESTIMATES, JUDGEMENTS, AND ASSUMPTIONS (continued) a. Judgements (continued) (viii) Income taxes

Pajak penghasilan final

Final income tax

Sesuai dengan peraturan perundangan perpajakan, pendapatan yang telah dikenakan pajak penghasilan final tidak lagi dilaporkan sebagai pendapatan kena pajak, dan semua beban sehubungan dengan pendapatan yang telah dikenakan pajak penghasilan final tidak boleh dikurangkan. Di lain pihak, baik pendapatan maupun beban tersebut diapakai dalam perhitungan laba rugi menurut akuntansi. Oleh karena itu, tidak terdapat perbedaan temporer sehingga tidak diakui adanya aset atau liabilitas pajak tangguhan.

In accordance with the tax laws and regulations, income subject to final income tax is not to be reported as taxable income and all expenses related to income subject to final income tax are not deductible. However, such income and expenses are included in the profit and loss calculation for accounting purposes. Accordingly, no temporary difference, deferred tax asset and liability are recognised.

Apabila nilai tercatat aset atau liabilitas yang berhubungan dengan pajak penghasilan final berbeda dari dasar pengenaan pajaknya, maka perbedaan tersebut tidak diakui sebagai aset atau liabilitas pajak tangguhan.

If the recorded value of an asset or liability related to final income tax differs from its taxable base, the difference is not recognised as a deferred tax asset or deferred tax liability.

Beban pajak atas pendapatan yang dikenakan pajak penghasilan final diakui secara proporsional dengan jumlah pendapatan menurut akuntansi yang diakui pada tahun berjalan.

The current tax expense on income subject to final income tax is recognised in proportion to the total income recognised during the year for accounting purposes.

Selisih antara jumlah pajak penghasilan final terutang dengan jumlah yang dibebankan sebagai pajak kini pada laporan laba-rugi diakui sebagai pajak dibayar di muka atau utang pajak.

The difference between the amount of final income tax payable and the amount charged as current tax in the profit or loss is recognised either as prepaid taxes and taxes payable, accordingly.

Pajak penghasilan tidak final

Non-final income tax

Beban pajak kini ditentukan berdasarkan laba kena pajak dalam tahun yang bersangkutan yang dihitung berdasarkan tarif pajak yang berlaku.

Current tax expense is determinded based on the taxable income for the year computed using prevailing tax rates.


Pertimbangan (lanjutan) (viii) Pajak penghasilan (lanjutan)


MANAGEMENT USE OF ESTIMATES, JUDGEMENTS, AND ASSUMPTIONS (continued) a. Judgements (continued) (viii) Income taxes (continued)

Pajak penghasilan tidak final (lanjutan)

Non-final income tax (continued)

Aset dan liabilitas pajak tangguhan diakui atas konsekuensi pajak periode mendatang yang timbul dari perbedaan jumlah tercatat aset dan liabilitas menurut laporan keuangan dengan jumlah tercatat menurut dasar pengenaan pajak. Liabilitas pajak tangguhan diakui untuk semua perbedaan temporer kena pajak dan aset pajak tangguhan diakui untuk perbedaan temporer yang boleh dikurangkan serta rugi fiskal yang dapat dikompensasikan, sepanjang besar kemungkinan dapat dimanfaatkan untuk mengurangi laba kena pajak pada masa datang.

Deferred tax assets and liabilities are recognised for the future tax consequences attributable to the differences between the financial statements carrying amounts of existing assets and liabilities and their respective tax bases. Deferred tax liabilities are recognised for all taxable temporary differences and deferred tax assets are recognised for deductible temporary differences and carryforward tax benefit of unused fiscal losses, to the extent that it is probable that taxable income will be available in future periods against which the deductible temporary differences and carryforward tax benefit of fiscal losses can be utilised

Pajak tangguhan diukur dengan menggunakan tarif pajak yang berlaku atau secara substantif telah berlaku pada tanggal laporan posisi keuangan konsolidasian. Pajak tangguhan dibebankan atau dikreditkan dalam laporan laba-rugi, untuk item yang dibebankan atau dikreditkan langsung ke ekuitas, di mana pajak tangguhan juga dibebankan atau dikreditkan langsung ke ekuitas.

Deferred tax is calculated at the tax rates that have been enacted or substantively enacted at the consolidated statement of financial position date. Deferred tax is charged or credited to the profit or loss, except when it relates to items charged or credited directly to equity, in which case the deferred tax is also charged or credited directly to equity.

Aset dan liabilitas pajak tangguhan disajikan di laporan posisi keuangan konsolidasian, kecuali aset dan liabilitas pajak tangguhan untuk entitas yang berbeda, atas dasar kompensasi sesuai dengan penyajian aset dan liabilitas pajak kini.

Deferred tax assets and liabilities are offset in the consolidated statement of financial position, except if these are for different legal entities, in the same manner in which the current tax assets and liabilities are presented.

Perubahan atas liabilitas pajak dicatat ketika hasil pemeriksaan diterima atau, jika banding diajukan oleh Grup, ketika hasil banding telah ditentukan.

Amendments to tax obligations are recorded when an assessment is received or, if appealed against by the Group, when the result of the appeal is determined.


Pertimbangan (lanjutan) (ix) Imbalan pasca kerja


MANAGEMENT USE OF ESTIMATES, JUDGEMENTS, AND ASSUMPTIONS (continued) a. Judgements (continued) (ix) Post-employment benefits

Nilai kini kewajiban pensiun tergantung pada sejumlah faktor yang ditentukan berdasarkan basis dari aktuaria dengan menggunakan sejumlah asumsi. Asumsi yang digunakan dalam menentukan biaya (pendapatan) bersih untuk pensiun termasuk tingkat diskonto, perubahan remunerasi masa depan, tingkat pengurangan karyawan, tingkat harapan hidup dan periode sisa yang diharapkan dari masa aktif karyawan. Setiap perubahan dalam asumsi-asumsi ini akan berdampak pada nilai tercatat atas kewajiban pensiun.

The present value of the pension obligation depends on a number of factors that are determined on an actuarial basis using a number of assumptions. The assumptions used in determining the net cost/(income) for pensions include the discount rate, future remuneration changes, employee attrition rates, life expectancy and expected remaining periods of service of employees. Any changes in these assumptions will have an impact on the carrying amount of the pension obligation.

Grup menentukan tingkat diskonto yang sesuai pada setiap akhir tahun. Tingkat suku bunga inilah yang digunakan untuk menentukan nilai kini dari estimasi arus kas keluar masa depan yang dibutuhkan untuk memenuhi kewajiban pensiun. Dalam menentukan tingkat diskonto yang sesuai, Grup menggunakan tingkat suku bunga obligasi korporat berkualitas tinggi (atau obligasi pemerintah, dengan pertimbangan saat ini tidak ada pasar aktif untuk obligasi korporat berkualitas tinggi) dalam mata uang yang sama dengan mata uang imbalan yang akan dibayarkan dan memiliki waktu jatuh tempo yang kurang lebih sama dengan waktu jatuh tempo kewajiban pensiun yang bersangkutan.

The Group determines the appropriate discount rate at the end of each year. This is the interest rate that should be used to determine the present value of estimated future cash outflows expected to be required to settle the pension obligation. In determining the appropriate discount rate, the Group considers the interest rates of high-quality corporate bonds (or government bonds, if there is no deep market for high quality corporate bonds) that are denominated in the currency in which the benefits will be paid and that have terms to maturity approximating the terms of the related pension obligation.

Asumsi kunci kewajiban pensiun lainnya sebagian ditentukan berdasarkan kondisi pasar saat ini (Catatan 21).

Other key assumptions for pension obligations are based in part on current market conditions (Note 21).

Jika tingkat diskonto Program Pensiun Manfaat Pasti (“PPMP”) berbeda 1% dari estimasi manajemen, jumlah tercatat kewajiban pensiun diestimasi akan lebih rendah sebesar US$111.151 atau lebih tinggi sebesar US$88.366

Were the discount rate of The Defined Benefit Plans (“PPMP”) used to differ by 1% from management’s estimates, the carrying amount of pension obligations would be an estimated US$111,151 lower or US$88,366 higher.

Jika tingkat diskonto tunjangan kesehatan pasca kerja berbeda 1% dari estimasi manajemen, jumlah tercatat kewajiban tunjangan kesehatan pascakerja diestimasi akan lebih rendah sebesar US$219.368 atau lebih tinggi sebesar US$279.264.

Were the discount rate of post-retirement healthcare benefits used to differ by 1% from management’s estimates, the carrying amount of post-retirement healthcare benefits obligations would be an estimated US$219,368 lower or US$279,264 higher.




MANAGEMENT USE OF ESTIMATES, JUDGEMENTS, AND ASSUMPTIONS (continued) a. Judgements (continued)

(ix) Imbalan pasca kerja (lanjutan)

(ix) Post-employment benefits (continued)

Jika tingkat diskonto penghargaan atas pengabdian berbeda 1% dari estimasi manajemen, jumlah tercatat kewajiban penghargaan atas pengabdian diestimasi akan lebih rendah sebesar US$75.721 atau lebih tinggi US$85.391. (x)

Were the discount rate of severance and service pay used to differ by 1% from management’s estimates, the carrying amount of severance and service pay would be an estimated US$75,721 lower are US$85,391 higher.

Depresiasi, estimasi nilai sisa dan masa manfaat aset tetap

(x)

Masa manfaat dari masing-masing properti investasi dan aset tetap Grup diestimasi berdasarkan jangka waktu aset tersebut diperkirakan dapat digunakan. Estimasi tersebut didasarkan pada penilaian kolektif berdasarkan bidang usaha yang sama, evaluasi teknis internal dan pengalaman terhadap aset sejenis. Taksiran masa manfaat setiap properti investasi dan aset ditelaah secara berkala dan diperbarui jika estimasi berbeda dari perkiraan sebelumnya yang disebabkan karena pemakaian, usang secara teknis atau komersial serta keterbatasan hak atau pembatasan lainnya terhadap penggunaan aset. Dengan demikian, hasil operasi di masa mendatang mungkin dapat terpengaruh secara signifikan oleh perubahan dalam waktu dan biaya yang terjadi karena perubahan yang disebabkan oleh faktorfaktor yang disebutkan di atas. Penurunan taksiran masa manfaat ekonomis setiap properti investasi dan aset tetap akan menyebabkan kenaikan beban penyusutan dan penurunan nilai tercatat aset tetap. b.

Estimasi dan asumsi Asumsi utama mengenai masa depan dan sumber utama lain dalam mengestimasi ketidakpastian pada tanggal pelaporan yang mempunyai risiko signifikan yang dapat menyebabkan penyesuaian material terhadap nilai tercatat aset dan liabilitas dalam periode berikutnya diungkapkan di bawah ini. Grup mendasarkan asumsi dan estimasi pada parameter yang tersedia saat laporan keuangan konsolidasian disusun. Kondisi yang ada dan asumsi mengenai perkembangan masa depan dapat berubah karena perubahan situasi pasar yang berada di luar kendali Grup. Perubahan tersebut tercermin dalam asumsi ketika keadaan tersebut terjadi:

Depreciation, estimate of residual values and useful lives of fixed assets The useful lives of each item of the Group’s investment properties and fixed assets are estimated to be based on the period over which the asset is expected to be available for use. Such estimation is based on a collective assessment of similar business, internal technical evaluation and experience with similar assets. The estimated useful life of each asset is reviewed periodically and updated if expectations differ from previous estimates due to physical wear and tear, technical or commercial obsolescence and legal or other limits on the use of the asset. It is possible, however, that future results of operations could be materially affected by changes in the amounts and timing of recorded expenses brought about by changes in the factors mentioned above. A reduction in the estimated useful life of any item of investment properties and fixed assets would increase the recorded depreciation and decrease the carrying values of fixed assets.

b.

Estimates and assumptions The key assumptions concerning the future and other key sources of estimation uncertainty at the reporting date that have a significant risk of causing a material adjustment to the carrying amounts of assets and liabilities within the next financial period are disclosed below. The Group based its assumptions and estimates on parameters available when the consolidated financial statements were prepared. Existing circumstances and assumptions about future developments may change due to market changes on circumstances arising beyond the control of the Group. Such changes are reflected in the assumptions when they occur:


Estimasi dan asumsi (lanjutan) (i)

Penurunan nilai aset non-keuangan



Estimates and assumptions (continued) (i)

Impairment of non-financial assets

Sesuai dengan kebijakan akuntansi Grup, setiap aset atau unit penghasil kas dievaluasi pada setiap periode pelaporan untuk menentukan ada tidaknya indikasi penurunan nilai aset. Jika terdapat indikasi tersebut, akan dilakukan perkiraan atas nilai aset yang dapat kembali dan kerugian akibat penurunan nilai akan diakui sebesar selisih antara nilai tercatat aset dengan nilai yang dapat dipulihkan kembali dari aset tersebut. Jumlah nilai yang dapat dipulihkan kembali dari sebuah aset atau kelompok aset penghasil kas diukur berdasarkan nilai yang lebih tinggi antara nilai wajar dikurangi biaya untuk menjual dan nilai pakai aset.

In accordance with the Group’s accounting policy, each asset or cash generating unit is evaluated every reporting period to determine whether there are any indications of impairment. If any such indication exists, a formal estimate of the recoverable amount is performed and an impairment loss recognised to the extent that the carrying amount exceeds the recoverable amount. The recoverable amount of an asset or cash generating unit of a group of assets is measured at the higher of fair value less costs to sell and value in use.

Aset yang memiliki masa manfaat yang tak terbatas, seperti goodwill atau aset tak berwujud yang belum siap untuk digunakan, tidak diamortisasi dan diuji setiap tahun untuk penurunan nilai. Jumlah nilai yang dapat diperoleh kembali dari unit penghasil kas ditentukan berdasarkan perhitungan nilai pakai.

Assets that have an indefinite useful life for example, goodwill or intangible assets not ready to use - are not subject to amortisation and are tested annually for impairment. The recoverable amounts of cash generating units have been determined based on value-in-use calculations.

Aset minyak dan gas bumi yang telah menemukan cadangan terbukti, ditelaah untuk penurunan nilai ketika kejadian dan perubahan keadaan mengindikasikan bahwa nilai tercatat aset tidak dapat dipulihkan. Jika terdapat indikasi tersebut, nilai terpulihkan aset akan diestimasi. Nilai terpulihkan aset ditentukan berdasarkan nilai yang lebih besar antara nilai wajar aset dikurangi biaya untuk menjual dan nilai pakainya.

Proven oil and gas properties are reviewed for impairment losses whenever events or changes in circumstances indicate that the carrying amount may not be recoverable. If any such indication exists, the asset’s recoverable amount is estimated. The recoverable amount of an asset is determined as the greater of an asset’s fair value less cost to sell and value in use.


Estimasi dan asumsi (lanjutan) (i)

Penurunan (lanjutan)

nilai

aset



non-keuangan

Estimates and assumptions (continued) (i)

Penentuan nilai wajar dan nilai pakai membutuhkan manajemen untuk membuat estimasi dan asumsi atas produksi yang diharapkan dan volume penjualan, harga komoditas (mempertimbangkan harga saat ini dan masa lalu, tren harga dan faktor-faktor terkait), cadangan (lihat “Estimasi Cadangan” di atas), biaya operasi, biaya pembongkaran dan restorasi serta belanja modal di masa depan. Estimasi dan asumsi ini terpapar risiko dan ketidakpastian; sehingga ada kemungkinan perubahan situasi dapat mengubah proyeksi ini, yang dapat mempengaruhi nilai aset yang dapat dipulihkan kembali. Dalam keadaan seperti itu, sebagian atau seluruh nilai tercatat aset mungkin akan mengalami penurunan nilai lebih lanjut atau terjadi pengurangan rugi penurunan nilai yang dampaknya akan dicatat dalam laporan laba-rugi. (ii)

Aset pajak tangguhan Aset pajak tangguhan diakui untuk semua perbedaan temporer antara nilai tercatat aset dan liabilitas pada laporan keuangan dengan nilai tercatat menurut dasar pengenaan pajak jika besar kemungkinan bahwa jumlah laba fiskal akan memadai untuk pemanfaatan perbedaan temporer yang diakui. Estimasi manajemen yang signifikan diperlukan untuk menentukan jumlah aset pajak tangguhan yang diakui berdasarkan kemungkinan waktu terealisasinya dan jumlah laba kena pajak pada masa mendatang serta strategi perencanaan pajak masa depan.

Impairment (continued)

of

non-financial

assets

The determination of fair value and value in use requires management to make estimates and assumptions about expected production and sales volumes, commodity prices (considering current and historical prices, price trends and related factors), reserves (see “Reserve Estimates” above), operating costs, decommissioning and site restoration cost, and future capital expenditure. These estimates and assumptions are subject to risk and uncertainty; hence there is a possibility that changes in circumstances will alter these projections, which may impact the recoverable amount of the assets. In such circumstances, some or all of the carrying value of the assets may be further impaired, or the impairment charge reduced, with the impact recorded in the profit or loss.

(ii)

Deferred tax assets Deferred tax assets are recognised for all temporary differences between the financial statements’ carrying amounts of existing assets and liabilities and their respective taxes bases to the extent that it is probable that taxable profit will be available against which the temporary differences can be utilised. Significant management estimates are required to determine the amount of deferred tax assets that can be recognised, based upon the likely timing and the level of future taxable profits together with future tax planning strategies.


Estimasi dan asumsi (lanjutan) (iii) Estimasi cadangan



Estimates and assumptions (continued) (iii) Reserve estimates

Nilai tercatat untuk deplesi, penyusutan dan untuk amortisasi beserta pemulihan nilai tercatat aset minyak dan gas dan aset tetap, yang digunakan untuk memproduksi minyak dan gas tergantung pada estimasi cadangan minyak dan gas. Faktor utama yang mempengaruhi estimasi tersebut adalah penilaian teknis atas kuantitas produksi cadangan minyak dan gas yang ada dan kendala ekonomis seperti ketersediaan pasar komersial atas produksi gas bumi maupun asumsi yang terkait dengan antisipasi harga komoditas dan biaya pengembangan dan produksi cadangan tersebut.

The amounts recorded for depletion, depreciation and amortisation as well as the recovery of the carrying value of oil and gas properties and fixed assets involving production of oil and gas depend on estimates of oil and gas reserves. The primary factors affecting these estimates are technical engineering assessments of producible quantities of oil and gas reserves in place and economic constraints such as the availability of commercial markets for natural gas production as well as assumptions related to anticipated commodity prices and the costs of development and production of the reserves.

Asumsi ekonomi yang digunakan untuk memperkirakan cadangan berubah dari waktu ke waktu dan data geologi bertambah selama masa operasi, oleh karena itu perkiraan cadangan dapat berubah dari waktu ke waktu. Perubahan cadangan yang dilaporkan dapat mempengaruhi hasil dan posisi keuangan Grup dalam berbagai cara, di antaranya:

The economic assumptions used to estimate reserves change from period to period, and additional geological data is generated during the course of operations, therefore estimates of reserves may change from period to period. Changes in reported reserves may affect the Group’s financial results and financial position in a number of ways, including:

 Nilai tercatat aset dapat terpengaruh akibat perubahan estimasi arus kas masa depan  Penyusutan dan amortisasi yang dibebankan ke dalam laporan labarugi komprehensif konsolidasian dapat berubah apabila beban-beban tersebut ditentukan berdasarkan unit produksi, atau jika masa manfaat ekonomi umur aset berubah.  Penyisihan untuk aktivitas purnaoperasi, restorasi lokasi aset, dan hal-hal yang berkaitan dengan lingkungan dapat berubah apabila terjadi perubahan dalam perkiraan cadangan yang mempengaruhi ekspektasi tentang waktu atau biaya kegiatan ini.  Nilai tercatat aset/liabilitas pajak tangguhan dapat berubah karena perubahan estimasi pemulihan manfaat pajak.

 Asset carrying values may be affected due to changes in estimated future cash flows.  Depreciation and amortisation charged in the consolidated statements of comprehensive income may change where such charges are determined on a units of production basis, or where the useful economic lives of assets change. 

Decommissioning, site restoration and environmental provision may change where changes in estimated reserves affect expectations about the timing or cost of these activities.



The carrying value of deferred tax assets/liabilities may change due to changes in estimates of the likely recovery of the tax benefits.


Estimasi dan asumsi (lanjutan) (iv) Piutang dari pemerintah Grup mengakui piutang dari Pemerintah untuk penggantian biaya subsidi untuk jenis BBM tertentu, untuk biaya program konversi minyak tanah ke LPG dan piutang imbalan jasa pemasaran atas jasa memasarkan minyak mentah, gas bumi dan LNG bagian Pemerintah. Group melakukan estimasi atas jumlah dari piutang pemerintah tersebut berdasarkan informasi historis. Jumlah tersebut menjadi subjek diaudit dan disetujui oleh auditor pemerintah (BPK). Hasil audit dapat berbeda dengan jumlah yang diakui. (v)

Aset minyak dan gas bumi



Estimates and assumptions (continued) (iv) Due from government The Group recognises due from government for cost subsidy for certain fuel (BBM) products, kerosene conversion to the LPG program and marketing fees in relation to the Government’s share of crude oil, natural gas and LNG. The Group makes an estimation of the amount of due from Government based on historical information. The amount is subject to audit and approval by the Government auditor (BPK). The actual results may be different to the amount recognised.

(v) Oil and gas properties

Grup menerapkan metode successful efforts untuk akuntansi kegiatan eksplorasi dan evaluasi minyak dan gas bumi.

The Group follows the principles of the successful efforts method of accounting for its oil and natural gas exploration and evaluation activities.

Untuk sumur eksplorasi dan sumur uji eksplorasi stratigrafi, biaya yang secara langsung terkait dengan pengeboran sumur-sumur tersebut, dikapitalisasi dahulu sebagai aset dalam penyelesaian dalam akun aset minyak dan gas bumi, hingga ditentukan apakah telah ditemukan cadangan minyak dan gas yang berpotensi ekonomis berdasarkan pengeboran tersebut. Penentuan ini biasanya dilakukan dalam waktu satu tahun setelah penyelesaian sumur, tetapi bisa memakan waktu lebih lama, tergantung pada kompleksitas struktur geologi. Kebijakan ini mengharuskan manajemen untuk membuat estimasi dan asumsi tertentu atas peristiwa dan keadaan di masa depan, khususnya apakah operasi eksploitasi dapat dilaksanakan secara ekonomis. Setiap estimasi dan asumsi tersebut dapat berubah seiring tersedianya informasi baru. Jika sumur tidak menemukan cadangan yang memiliki potensi ekonomi, biaya sumur akan dibebankan sebagai beban sumur kering (dry hole) dan diklasifikasikan sebagai biaya eksplorasi.

For exploration and exploratory-type stratigraphic test wells, costs directly associated with the drilling of those wells are initially capitalised within assets under construction within oil and gas properties, pending determination of whether potentially economic oil and gas reserves have been discovered by the drilling effort. The determination is usually made within one year after well completion, but can take longer, depending on the complexity of the geological structure. This policy requires management to make certain estimates and assumptions as to future events and circumstances, in particular whether an economically viable extraction operation can be established. Such estimates and assumptions may change as new information becomes available. If the well does not discover potentially economic oil and gas quantities, the well costs are expensed as a dry hole and are reported in exploration expense.


Estimasi dan asumsi (lanjutan) (vi) Biaya yang masih harus dibayar untuk bonus Biaya yang masih harus dibayar untuk bonus merupakan biaya untuk manfaat karyawan yang terdiri dari tantiem, bonus dan insentif karyawan. Biaya yang masih harus dibayar tersebut didasarkan pada metode perhitungan yang disetujui manajemen dimana tergantung pengukuran kinerja keuangan maupun non-keuangan. Manajemen mengestimasi jumlah yang harus diakui berdasarkan pada informasi pendukung yang ada pada tanggal neraca. Jumlahnya dapat berubah apabila pengukuran kinerja keuangan dan nonkeuangan aktual difinalisasi. (vii) Penyisihan penurunan nilai atas pinjaman yang diberikan dan piutang



Estimates and assumptions (continued) (vi) Accrual for bonus The accrual for bonuses represents expenses from payment of employee benefits which consist of tantiem, bonus and employee incentives. The accrual is based on a formula that was agreed by management which depends on financial and non-financial performance measurement. Management estimates the amount based on the existing supporting information at the balance sheet date. The amount may be changed if the actual financial and non-financial measurement of performance is finalised.

(vii) Provision for receivables

impairment

of

loan

and

Penyisihan penurunan nilai piutang dipelihara pada jumlah yang menurut manajemen adalah memadai untuk menutup kemungkinan tidak tertagihnya piutang. Pada setiap tanggal neraca Grup secara spesifik menelaah apakah telah terdapat bukti objektif bahwa suatu aset keuangan telah mengalami penurunan nilai (tidak tertagih).

Provision for impairment of receivables is maintained at a level considered adequate to provide for potentially uncollectible receivables. The Group assesses specifically at each balance sheet date whether there is objective evidence that a financial asset is impaired (uncollectible).

Penyisihan yang dibentuk adalah berdasarkan pengalaman penagihan masa lalu dan faktor-faktor lainnya yang mungkin mempengaruhi kolektibilitas, antara lain kemungkinan kesulitan likuiditas atau kesulitan keuangan yang signifikan yang dialami oleh debitur atau penundaan pembayaran yang signifikan.

The level of provision is based on past collection experience and other factors that may affect collectability such as the probability of insolvency or significant financial difficulties of the debtor or significant delay in payments.


Estimasi dan asumsi (lanjutan) (vii) Penyisihan penurunan nilai atas pinjaman yang diberikan dan piutang (lanjutan) Jika terdapat bukti objektif penurunan nilai, maka saat dan besaran total yang dapat ditagih diestimasi berdasarkan pengalaman kerugian masa lalu. Penyisihan penurunan nilai dibentuk atas akun-akun yang diidentifikasi secara spesifik telah mengalami penurunan nilai. Akun pinjaman dan piutang dihapusbukukan berdasarkan keputusan manajemen bahwa aset keuangan tersebut tidak dapat ditagih atau direalisasi meskipun segala cara dan tindakan telah dilaksanakan. Suatu evaluasi atas piutang, yang bertujuan untuk mengindentifikasi total penyisihan yang harus dibentuk, dilakukan secara berkala sepanjang tahun. Oleh karena itu, saat dan besaran total penyisihan kerugian penurunan nilai (penyisihan piutang ragu-ragu) yang tercatat pada setiap periode dapat berbeda tergantung pada pertimbangan dan estimasi yang digunakan.



Estimates and assumptions (continued) (vii) Provision for impairment receivables (continued)

of

loan

and

If there is objective evidence of impairment, timing and collectible amounts are estimated based on historical loss data. Provision for impairment is provided on accounts specifically identified as impaired. Loans and receivables written off are based on management’s decisions that the financial assets are uncollectible or cannot be realised regardless of actions taken. Evaluation of receivables to determine the total allowance to be provided is performed periodically during the year. Therefore, the timing and amount of provision for doubtful accounts recorded in each period might differ based on the judgements and estimates that have been used.


PENYAJIAN KEMBALI DAN REKLASIFIKASI LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN a. Penyajian kembali konsolidasian

laporan

keuangan


RESTATEMENT AND RECLASSIFICATION OF CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS a. Restatement statement

of

consolidated

financial

Dengan diadopsinya PSAK 10 (Revisi 2010) pada 1 Januari 2012, masing-masing perusahaan pada Grup diminta untuk melakukan kajian mata uang fungsional. Grup menyimpulkan bahwa Dolar Amerika Serikat merupakan mata uang fungsional Grup dengan pertimbangan sebagai berikut:

Upon the adoption of SFAS 10 (Revised 2010) on 1 January 2012, each entity within the Group is required to assess its functional currency. The Group concluded that US dollar is the Group functional currency, given:

-

-

Product sale prices of 6 (six) core business units were based on publication prices denominated in US Dollar currency.

-

Raw materials cost and purchase were based on publication prices denominated in US Dollar currency.

-

Generally, when sales or raw materials are priced in a currency other than the US dollar, the price considers exposure to fluctuation in the exchange rate versus the US dollar currency.

-

Financing from bond issuance and bank loan were denominated in US Dollar currency.

Harga jual produk dari 6 (enam) unit bisnis utama mengacu pada harga publikasi yang didenominasikan dalam mata uang Dolar Amerika Serikat. Biaya bahan baku dan pembelian produk mengacu pada harga publikasi yang didenominasikan dalam mata uang Dolar Amerika Serikat. Umumnya, ketika penjualan atau bahan baku dalam mata uang selain mata uang Dolar Amerika Serikat, harga tersebut akan berfluktuasi terhadap nilai tukar terhadap mata uang Dolar Amerika Serikat. Pendanaan yang bersumber dari obligasi dan pinjaman bank didenominasikan dalam mata uang Dolar Amerika serikat.

-

-

-

Berdasarkan ketentuan transisi PSAK 10, standard ini diterapkan secara retrospektif. Dengan demikian, Grup mengukur kembali laporan keuangan periode sebelumnya yang diterbitkan dalam mata Rupiah ke Dolar Amerika Serikat. Mata uang fungsional dan penyajian Grup saat ini adalah Dolar Amerika Serikat.

In accordance with the transitional provision of SFAS 10, the standard is applied retrospectively. Hence, the Group remeasured prior period financial statements issued in Indonesian Rupiah to US Dollar. The Group’s functional and presentation currency is now US dollar.

Grup menerapkan prosedur pengukuran kembali yang sebelumnya disajikan dalam mata uang Rupiah ke mata uang Dolar Amerika Serikat sebagai berikut:

The Group applied the following procedures to remeasure items previously issued in Indonesian Rupiah to US Dollar:

Grup melakukan pengukuran kembali pos-pos dalam laporan posisi keuangan (neraca) dengan melakukan prosedur sebagai berikut:

The Group remeasured items in the statement of financial position (balance sheets) using the procedures outlined below:

-

Pos aset dan liabilitas moneter diukur kembali dengan menggunakan kurs pada tanggal neraca;

-

Monetary assets and liabilities items were remeasured at the exchange rate at the balance sheet date;

-

Aset non-moneter diukur menggunakan kurs pada saat tanggal perolehan aset;

-

Non-monetary assets are measured at the exchange rate at the date of acquisition of an asset;



PENYAJIAN KEMBALI DAN REKLASIFIKASI LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN (lanjutan) a. Penyajian kembali laporan konsolidasian (lanjutan)

4.

keuangan

RESTATEMENT AND RECLASSIFICATION OF CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS (continued) a. Restatement of consolidated statement (continued)

financial

-

Liabilitas non-moneter diukur menggunakan kurs pada saat terjadinya liabilitas;

-

Non-monetary liabilities are measured at the exchange rate at the time of the liability;

-

Modal saham diukur menggunakan kurs pada tanggal penyetoran modal saham dan disetujui oleh Kementerian Hukum dan Hak Asasi Manusia;

-

Share capital is measured at the exchange rate at the date the share capital deposit and is approved by the Ministry of Law and Human Rights;

-

Saldo laba atau akumulasi kerugian diukur menggunakan kurs pada periode terjadinya laba atau kerugian tersebut; dan

-

The balance of accumulated profit or loss is measured at the exchange rate during the period of the profit or loss; and

-

Selisih antara aset, liabilitas dan modal saham dalam mata uang Dolar Amerika Serikat, diperhitungkan pada saldo laba atau akumulasi kerugian pada awal periode komparatif.

-

The difference between assets, liabilities and share capital denominated in US Dollar are included in retained earnings or accumulated losses at the beginning of the comparative period.

Dibawah ini merupakan laporan posisi keuangan konsolidasian pada tanggal 31 Desember 2011 dan 1 Januari 2011 yang disajikan dalam Indonesia Rupiah (dinyatakan dalam jutaan Rupiah, kecuali dinyatakan lain). 2011

The followings are the consolidated statements of financial position as at 31 December 2011 and 1 January 2011 presented in Indonesian Rupiah (expressed in millions of Rupiah, unless otherwise stated). 1 Januari/ January 2011 Consolidated statements of financial position (balance sheets)

Laporan posisi keuangan (neraca) konsolidasian ASET ASET LANCAR Kas dan setara kas Kas yang dibatasi penggunaannya - bersih Investasi jangka pendek Investasi jangka panjang bagian lancar Piutang usaha Pihak yang berelasi Pihak ketiga Piutang dari Pemerintah bagian lancar Piutang lain-lain Pihak yang berelasi Pihak ketiga Persediaan Pajak dibayar di muka–bagian lancar Biaya dibayar di muka Uang muka dividen Jumlah Aset Lancar

ASSETS CURRENT ASSETS Cash and cash equivalents

29,011,482

21,009,169

1,160,782 1,540,045

2,929,603 1,699,912

1,000,000

1,000,000

19,695,596 12,421,111

8,132,182 12,018,687

16,584,074

11,270,097

182,803 1,050,933 69,964,202

2,847,293 3,748,061 57,443,254

2,796,617 1,411,840 -

2,463,730 702,908 1,500,000

Restricted cash - net Short-term investments Long-term investments current portion Trade receivables Related parties Third parties Due from the Government - current portion Other receivables Related parties Third parties Inventories Prepaid taxes - current portion Prepayments Dividend advances

156,819,485

126,764,896

Total Current Assets




4.

keuangan

2011

RESTATEMENT AND RECLASSIFICATION OF CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS (continued) a. Restatement of consolidated statement (continued) 1 Januari/ January 2011 Consolidated statement of financial position (balance sheet)

Laporan posisi keuangan (neraca) konsolidasian ASET TIDAK LANCAR Piutang dari Pemerintah Aset pajak tangguhan - bersih Investasi jangka panjang dikurangi bagian lancar Aset tetap - bersih Aset minyak dan gas serta panas bumi - bersih Pajak dibayar di muka - dikurangi bagian lancar Aset lain-lain - bersih

financial

698,425 8,457,588

2,096,388 6,804,055

5,397,920 70,151,349

5,617,579 65,667,909

47,248,229

40,090,366

19,751,603 3,474,505

16,676,417 2,779,226

NON-CURRENT ASSETS Due from the Government Deferred tax assets - net Long-term investments net of current portion Fixed assets - net Oil & gas and geothermal properties - net Prepaid taxes net of current portion Other assets - net

Jumlah Aset Tidak Lancar

155,179,619

139,731,940

Total Non-Current Assets

JUMLAH ASET

311,999,104

266,496,836

TOTAL ASSETS

LIABILITAS DAN EKUITAS LIABILITAS JANGKA PENDEK Pinjaman jangka pendek Utang usaha Pihak yang berelasi Pihak ketiga Utang kepada Pemerintah yang jatuh tempo dalam satu tahun Utang pajak Beban yang masih harus dibayar Liabilitas jangka panjang yang jatuh tempo dalam satu tahun Utang lain-lain Pihak yang berelasi Pihak ketiga Pendapatan tangguhan yang jatuh tempo dalam satu tahun Jumlah Liabilitas Jangka Pendek

26,506,635

19,258,272

1,296,325 36,173,732

1,161,139 31,376,358

22,381,228 6,247,462 10,179,749

18,497,561 6,306,748 7,180,303

6,104,602

6,139,615

601,833 3,393,899

349,673 4,547,801

390,570

689,996

LIABILITIES AND EQUITY SHORT-TERM LIABILITIES Short-term loans Trade payables Related parties Third parties Due to the Government current portion Taxes payable Accrued expenses Long-term liabilities - current portion Other payables Related parties Third parties Deferred revenue current portion

113,276,035

95,507,466

Total Short-Term Liabilities




4.

keuangan

RESTATEMENT AND RECLASSIFICATION OF CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS (continued) a. Restatement of consolidated statement (continued)

2011

1 Januari/ January 2011 Consolidated statements of financial position (balance sheets)

Laporan posisi keuangan (neraca) konsolidasian LIABILITAS JANGKA PANJANG Utang kepada Pemerintah setelah dikurangi bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun Liabilitas pajak tangguhan - bersih Liabilitas jangka panjang setelah dikurangi bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun Utang obligasi Penyisihan imbalan kerja karyawan Penyisihan untuk biaya pembongkaran dan restorasi Pendapatan tangguhan - setelah dikurangi bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun Utang jangka panjang lain-lain Jumlah Liabilitas Jangka Panjang JUMLAH LIABILITAS EKUITAS Ekuitas yang dapat diatribusikan kepada pemilik entitas induk Modal saham Modal dasar - 200.000.000 saham biasa - nilai nominal Rp1.000.000 (nilai penuh) per saham; Ditempatkan dan disetor 82.569.779 saham Penyesuaian terhadap akun ekuitas Bantuan Pemerintah yang belum ditentukan statusnya Komponen ekuitas lainnya Saldo laba - Ditentukan penggunaannya - Belum ditentukan penggunaannya

financial

LONG-TERM LIABILITIES Due to the Government - net of current portion Deferred tax liabilities - net

1,898,556 8,654,662

2,134,873 5,774,221

15,792,870 13,291,066 32,260,762

18,637,471 31,910,886

6,794,404

5,678,120

Long-term liabilities - net of current portion Bonds payable Provision for employee benefits Provision for decommissioning and site restoration

882,154 808,952

1,411,250 761,996

Deferred revenue - net of current portion Other non-current payables

80,383,426

66,308,817

Total Long-Term Liabilities

193,659,461

161,816,283

TOTAL LIABILITIES

82,569,779

82,569,779

EQUITY Equity attributable to owners of the parent Share capital Authorised - 200,000,000 ordinary shares at par value of Rp1,000,000 (full amount) per share; Issued and paid up 82,569,779 shares

(22,343,867)

(22,343,867)

34,314,359

25,081,297

Equity adjustments Government contributed assets pending final clarification of status Other equity components Retained earnings Appropriated -

21,992,714

18,296,718

Unappropriated -

117,682,507

104,078,384

657,136

602,169

Non-controlling interest

JUMLAH EKUITAS

118,339,643

104,680,553

TOTAL EQUITY

JUMLAH LIABILITAS DAN EKUITAS

311,999,104

266,496,836

TOTAL LIABILITIES AND EQUITY


520,918 628,604

566,603 (92,146)




RESTATEMENT AND RECLASSIFICATION OF CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS (continued)

keuangan

a. Restatement of consolidated statement (continued)

Dibawah ini merupakan laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian untuk tahun yang berakhir pada 31 Desember 2011 yang disajikan dalam Indonesia Rupiah (dinyatakan dalam jutaan Rupiah, kecuali dinyatakan lain).

financial

The following is the consolidated statements of comprehensive income for the year ended 31 December 2011 presented in Indonesian Rupiah (expressed in millions of Rupiah, unless otherwise stated). 2011

Laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian

Consolidated statement of comprehensive income

Penjualan dan Pendapatan Usaha Lainnya Penjualan dalam negeri minyak mentah, gas bumi, energi panas bumi dan hasil minyak Penggantian biaya subsidi dari Pemerintah Penjualan ekspor minyak mentah dan hasil minyak Imbalan jasa pemasaran Pendapatan usaha dari aktivitas operasi lainnya

3,355,794

Sales and Other Operating Revenues Domestic sales of crude oil, natural gas, geothermal energy and oil products Subsidy reimbursements from the Government Export of crude oil and oil products Marketing fees Revenues in relation to other operating activities

589,765,881

TOTAL SALES AND OTHER OPERATING REVENUES

JUMLAH PENJUALAN DAN PENDAPATAN USAHA LAINNYA Beban Pokok Penjualan dan Beban Langsung Lainnya Beban pokok penjualan Beban produksi hulu dan lifting Beban eksplorasi Beban dari aktivitas operasi lainnya

390,681,299 156,519,800 37,883,511 1,325,477

4,973,577

Cost of Sales and Other Direct Costs Cost of goods sold Upstream production and lifting costs Exploration costs Expenses in relation to other operating activities

526,141,434

TOTAL COST OF SALES AND OTHER DIRECT COSTS

LABA KOTOR

63,624,447

GROSS PROFIT

Beban penjualan dan pemasaran Beban umum dan administrasi Rugi selisih kurs Pendapatan keuangan Beban keuangan Pendapatan penalti atas keterlambatan pembayaran oleh pelanggan Penyisihan penurunan nilai piutang Penyisihan penurunan nilai aset minyak dan gas bumi Bagian atas laba bersih perusahaan asosiasi Pendapatan lain-lain - bersih

6,852,573 8,608,519 1,419,912 (1,034,786) 2,545,744

JUMLAH BEBAN POKOK PENJUALAN DAN BEBAN LANGSUNG LAINNYA

501,930,435 17,466,746 1,770,676

(783,886) 6,206,256 1,815,621 58,813 (989,901) 24,698,865

Selling and marketing expenses General and administrative expenses Foreign exchange loss Finance income Finance costs Income from penalty on long overdue payments by customers Provision for impairment of receivables Provision for impairment of oil and gas properties Share in net income of associates Other income–net




RESTATEMENT AND RECLASSIFICATION OF CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS (continued)

keuangan

a. Restatement of consolidated statement (continued)

financial

2011 Laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian

Consolidated statement of comprehensive income

LABA SEBELUM BEBAN PAJAK PENGHASILAN

38,925,582

INCOME BEFORE INCOME TAX EXPENSE

Beban Pajak Penghasilan Kini Tangguhan

17,235,188 1,164,711

Income Tax Expense Current Deferred

JUMLAH BEBAN PAJAK PENGHASILAN

18,399,899

TOTAL INCOME TAX EXPENSE

LABA TAHUN BERJALAN

20,525,683

INCOME FOR THE YEAR

37,207

Pendapatan komprehensif lainnya Selisih kurs karena penjabaran laporan keuangan dalam mata uang asing

684,379

Other comprehensive income Difference arising from translation of foreign currency financial statements

Pendapatan komprehensif lainnya, bersih setelah pajak

721,586

Other comprehensive income, net of tax

JUMLAH PENDAPATAN KOMPREHENSIF

21,247,269

TOTAL COMPREHENSIVE INCOME

Laba yang dapat diatribusikan kepada: Pemilik entitas induk Kepentingan non-pengendali

20,471,552 54,131


Laba tahun berjalan

20,525,683

Income for the year

Jumlah pendapatan komprehensif yang dapat diatribusikan kepada: Pemilik entitas induk Kepentingan non-pengendali

21,192,302 54,967

Total comprehensive income attributable to: Owners of the parent Non-controlling interest

Jumlah pendapatan komprehensif

21,247,269

Total comprehensive income

13,889,355 (17,648,269) 11,676,511

Consolidated statement of cash flows Cash flows from operating activities Cash flows from investing activities Cash flows from financing activities

Laporan arus kas konsolidasian Arus kas dari aktivitas operasi Arus kas dari aktivitas investasi Arus kas dari aktivitas pendanaan Kenaikan bersih kas dan setara kas Efek perubahan nilai kurs pada kas dan setara kas

7,917,597 84,716

Net increase in cash and cash equivalents Effect of exchange rate changes on cash and cash equivalents

Saldo kas dan setara kas pada awal tahun

21,009,169

Cash and cash equivalents at the beginning of the year

Saldo kas dan setara kas pada akhir tahun

29,011,482

Cash and cash equivalents at the end of the year



PENYAJIAN KEMBALI DAN REKLASIFIKASI LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN (lanjutan) b. Reklasifikasi konsolidasian

laporan

keuangan

4.

RESTATEMENT AND RECLASSIFICATION OF CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS (continued) b. Reclassification of statements

consolidated financial

Grup melakukan reklasifikasi atas penyajian laporan keuangan konsolidasian 31 Desember 2011 dan 1 Januari 2011 berkaitan dengan penerapan PSAK 28 (Revisi 2010), ”Akuntansi Kontrak Asuransi Kerugian” dan PSAK 62, ”Kontrak Asuransi”.

The Group reclassified the presentation of consolidated financial statements as of 31 December 2011 and 1 January 2011 in relation to the adoption of SFAS 28 (Revised 2010), “Accounting for General Insurance Contract” and SFAS 62, “Insurance Contract”.

Grup juga mereklasifikasi laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian tahunan 2011 atas beberapa biaya tertentu terkait dengan distribusi, pemeliharaan dan pengisian LPG tabung dari beban pokok penjualan ke beban penjualan pemasaran.

The Group also reclassified its 2011 consolidated statement of comprehensive income in relation to certain expenses related to distribution, maintenance and filling of LPG cylinders from cost of goods sold to selling and marketing expenses.

Laporan keuangan konsolidasian Grup pada tanggal dan untuk tahun yang berakhir pada 31 Desember 2011 yang telah direklasifikasikan kembali adalah sebagai berikut :

The consolidated financial statements of the Group as at and for the year ended 31 December 2011 have been reclassified as follows :

Sebelum penyajian kembali dan reklasifikasi dalam jutaan Rupiah/Before restatement and reclassification in millions of Rupiah Laporan posisi keuangan (neraca) konsolidasian Piutang lain-lain Pihak ketiga Beban yang masih harus dibayar Pendapatan tangguhan yang jatuh tempo dalam satu tahun Laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian Beban pokok penjualan Beban penjualan dan pemasaran

1,050,933

Sebelum penyajian kembali dan reklasifikasi dalam Dolar AS/ Before restatement and reclassification in US Dollar

115,895

Reklasifikasi/ Reclassification

280,766

Setelah penyajian kembali dan reklasifikasi dalam Dolar AS/After restatement and reclassification in US Dollar Consolidated statement of financial position (balance sheet) Other receivables 396,661 Third parties

(10,179,749)

(1,112,355)

(261,172)

(1,373,527)

Accrued expenses

(390,570)

(55,410)

(19,594)

(75,004)

Deferred revenue current portion

(501,930,435)

(57,385,237)

(6,852,573)

(779,650)

219,338 (219,338)

Consolidated statement of comprehensive income (57,165,899) Cost of goods sold Selling and marketing (998,988) expenses



PENYAJIAN KEMBALI DAN REKLASIFIKASI LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN (lanjutan) b.

4.

Reklasifikasi laporan keuangan konsolidasian (lanjutan)

RESTATEMENT AND RECLASSIFICATION OF CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS (continued) b.

Laporan keuangan konsolidasian Grup pada tanggal 1 Januari 2011 yang telah direklasifikasikan kembali adalah sebagai berikut: Sebelum penyajian kembali dan reklasifikasi dalam jutaan Rupiah/Before restatement and reclassification in millions of Rupiah

Laporan posisi keuangan (neraca) konsolidasian Piutang lain-lain Pihak ketiga Beban yang masih harus dibayar Pendapatan tangguhan yang jatuh tempo dalam satu tahun

5.

Reclassification of consolidated statements (continued)

financial

The consolidated financial statements of the Group as 1 January 2011 have been reclassified as follows:

Sebelum penyajian kembali dan reklasifikasi dalam Dolar AS/ Before restatement and reclassification in US Dollar

Reklasifikasi/ Reclassification

Setelah penyajian kembali dan reklasifikasi dalam Dolar AS/After restatement and reclassification in US Dollar Consolidated statement of financial position (balance sheet) Other receivables 672,654 Third parties

3,748,061

416,868

255,786

(7,180,303)

(786,782)

(237,696)

(1,024,478)

Accrued expenses

(689,996)

(82,417)

(18,090)

(100,507)

Deferred revenue current portion

PENAMBAHAN 30% PARTICIPATING INTEREST PT PHE WEST MADURA DI BLOK WEST MADURA OFFSHORE

5.

ADDITION OF PT PHE WEST MADURA’S 30% PARTICIPATING INTEREST IN WEST MADURA OFFSHORE BLOCK

PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (“PHE West Madura”) mempunyai 50% participating interest di KKS West Madura Offshore yang berakhir pada tanggal 6 Mei 2011. Sisa masing-masing 25% participating interest dimiliki oleh Kodeco Energy Limited (“Kodeco”) dan China Natural Offshore Oil Corporation (“CNOOC”).

PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (“PHE West Madura”) owned 50% participating interest in West Madura Offshore PSC which expired on 6 May 2011. The remaining of each 25% participating interests were held by Kodeco Energy Limited (“Kodeco”) and China Natural Offshore Oil Cooperation (“CNOOC”).

Setelah KKS tersebut kadaluarsa, Pemerintah memperpanjang dan memberikan KKS West Madura Offshore kepada PHE West Madura dan Kodeco.

After expiration of the PSC, the Government extended and assigned the West Madura Offshore PSC to PHE West Madura and Kodeco.



PENAMBAHAN 30% PARTICIPATING INTEREST PT PHE WEST MADURA DI BLOK WEST MADURA OFFSHORE (lanjutan)

5.

ADDITION OF PT PHE WEST MADURA’S 30% PARTICIPATING INTEREST IN WEST MADURA OFFSHORE BLOCK (continued)

PHE West Madura dan Kodeco masing-masing memiliki 80% dan 20% participating interest. KKS tersebut efektif pada tanggal 7 Mei 2011 dan akan kadaluarsa pada tanggal 6 Mei 2031. PHE West Madura dan Kodeco juga bekerja sama melalui perjanjian operasi bersama untuk melakukan aktivitas eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi, dan berlanjut hingga berakhirnya KKS. Semua aset dan kewajiban di ventura bersama yang lama dipindahkan ke ventura bersama yang baru. Aset dan kewajiban yang dikontribusikan untuk pembentukan ventura bersama dicatat dengan menggunakan nilai buku sebelumnya menurut kebijakan akuntansi PHE dan Entitas Anak.

PHE West Madura and Kodeco have 80% and 20% participating interests, respectively. The PSC has been effective since 7 May 2011 and will expire on 6 May 2031. PHE West Madura and Kodeco have also entered into a joint operating agreement to undertake the exploration and production oil and gas activities, and continuing until the termination of the PSC. All assets and liabilities in the old joint venture were transferred to the new joint venture. These assets and liabilities which contributed to the formation of a new joint venture have been recorded at the previous carrying amount in accordance with the accounting policy of PHE and its Subsidiaries.

Kenaikan aset bersih PHE West Madura (termasuk hak dan kewajiban) di ventura bersama, sesuai kenaikan participating interest-nya, telah dicatat di laporan keuangan konsolidasian. Tetapi, penyelesaian aset bersih tersebut masih tergantung kepada klarifikasi antara pemerintah dan PHE West Madura. Manajemen berkeyakinan bahwa penyelesaian akhir tidak mempengaruhi laporan keuangan konsolidasian ini secara signifikan.

The increase of PHE West Madura’s net assets (including rights and obligations) in the joint venture, which proportionally with the increase of its participating interest have been recorded in the consolidated financial statements. However, the settlement of net assets is still subject to clarification between the government and PHE West Madura. Management believes that the final settlement will not significantly impact these consolidated financial statements.

Berikut adalah rincian aset bersih (termasuk hak dan kewajiban) yang dicatat oleh PHE dan Entitas Anak sesuai dengan kesepakatan terakhir:

The following are the details of net assets (included rights and obligations) recorded by PHE and its Subsidiaries based on the latest agreement:

Saldo awal/ Beginning balance (6 Mei/ May 2011) Kas yang dibatasi penggunaannya Piutang Biaya dibayar di muka Piutang pajak Persediaan Aset minyak dan gas bumi, bersih Utang Utang lain-lain Biaya yang masih harus dibayar Utang pajak

Penyesuaian Saldo akhir/ selama Ending tahun berjalan/ balance Adjustment (31 Desember/ during the year December 2012)

852 954 294 698 2,208

(629) -

24,192 (3,693) (4,302)

605

(403) (8)

-

852 325 294 698 2,208

Restricted cash Receivables Prepayments Income tax receivables Inventories

24,192 Oil and gas properties, net (3,693) Payables (3,697) Other payables (403) (8)

Accrued expenses Taxes payable

Aset bersih yang diperoleh

20,792

(24)

20,768

Net assets acquired

Aset bersih yang akan diselesaikan

20,792

(24)

20,768

Net assets to be settled


KAS DAN SETARA KAS

Kas Kas di bank Deposito berjangka


CASH AND CASH EQUIVALENTS 1 Januari/ January 2011*

2012

2011*

7,881 1,927,115 2,360,377

4,839 2,320,663 873,823

3,011 1,080,509 1,253,169

4,295,373

3,199,325

2,336,689

Rincian kas dan setara kas berdasarkan mata uang dan masing-masing bank adalah sebagai berikut: 2012

Cash on hand Cash in banks Time deposits

The details of cash and cash equivalents based on currency and by individual bank are as follows: 2011*


Kas: Rupiah Dolar AS Lain-lain

6,211 492 1,178

3,797 935 107

2,257 679 75

Cash on hand: Rupiah US Dollar Others

Jumlah kas

7,881

4,839

3,011

Total cash on hand

Kas di bank Dolar Amerika Serikat: Entitas berelasi dengan Pemerintah - PT Bank Negara Indonesia (Persero) Tbk. (“BNI”) - PT Bank Mandiri (Persero) Tbk. (“Bank Mandiri”) - PT Bank Rakyat Indonesia (Persero) Tbk. (“BRI”) Pihak ketiga - Citibank, N.A. - Standard Chartered Bank - Bank-bank lain (masing-masing dibawah US$10.000) Jumlah rekening Dolar Amerika Serikat Rupiah: Entitas berelasi dengan Pemerintah - BRI - BNI - Bank Mandiri Pihak ketiga - PT Bank Central Asia Tbk. (“BCA”) - Bank-bank lain (masing-masing dibawah US$10.000) Jumlah rekening Rupiah Kas di bank - rekening mata uang asing lainnya (masing-masing dibawah US$10.000) Jumlah kas di bank * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

394,304

264,947

354,825

250,591

107,798

176,151

70,268

128,229

3,797

22,207 1,845

24,342 3,815

36,195 29,018

56,308

28,438

30,908

Cash in banks US Dollar: Government-related entities PT Bank Negara Indonesia (Persero) Tbk. (“BNI”) PT Bank Mandiri (Persero) Tbk. (“Bank Mandiri”) PT Bank Rakyat Indonesia (Persero) Tbk. (“BRI”) Third parties Citibank, N.A. Standard Chartered Bank Other banks (each below US$10,000)

795,523

557,569

630,894

Total US Dollar accounts

189,513 150,189 137,971

692,585 891,916 123,444

28,206 346,621 42,135

25,262

16,106

9,093

38,113

22,821

18,670

Rupiah: Government-related entities BRI BNI Bank Mandiri Third parties PT Bank Central Asia Tbk. (“BCA”) Other banks (each below US$10,000)

541,048

1,746,872

444,725

Total Rupiah accounts

590,544

16,222

4,890

Cash in banks - other currency accounts (each below US$10,000)

1,927,115

2,320,663

1,080,509

Total cash in banks As restated (refer to Note 4) *



KAS DAN SETARA KAS (lanjutan)

6. 2012

Deposito berjangka dengan jatuh tempo 3 (tiga) bulan atau kurang: Deposito berjangka - rekening Rupiah: Entitas berelasi dengan Pemerintah - BRI - Bank Mandiri - BNI Pihak ketiga - Bank-bank lain (masing-masing dibawah US$10.000) Sub jumlah deposito berjangka rekening Rupiah Deposito berjangka - rekening Dolar Amerika Serikat: Entitas berelasi dengan Pemerintah - BRI - Bank Mandiri - BNI Pihak ketiga - Calyon Credit Agricole CIB (“Calyon”) - Sumitomo Mitsui Banking Corporation - Bank-bank lain (masing-masing dibawah US$10.000) Sub jumlah deposito berjangka rekening Dolar Amerika Serikat

CASH AND CASH EQUIVALENTS (continued) 1 Januari/ January 2011*

2011*

260,061 65,192 31,054

68,649 117,598 88,448

375,838 314,552 21,722

33,457

15,528

15,300

Time deposits with original maturities of 3 (three) months or less: Time deposits - Rupiah accounts: Government-related entities BRI Bank Mandiri BNI Third parties Other banks (each below US$10,000)

389,764

290,223

727,412

Sub total time deposits Rupiah accounts

818,652 379,557 356,542

21,632 359,217 71,669

197,581 112,593 147,308

120,200

98,500

63,000

-

24,000

-

107,744

7,081

2,928

Time deposits - US Dollar accounts: Government-related entities BRI Bank Mandiri BNI Third parties Calyon Credit Agricole CIB (“Calyon”) Sumitomo Mitsui Banking Corporation Other banks (each below US$10,000)

1,782,695

582,099

523,410

Sub total time deposits US Dollar accounts

Deposito berjangka - rekening Euro: Entitas berelasi dengan Pemerintah - BNI - BRI

163,256 19,871

140 728

1,144 -

Time deposit – Euro accounts: Government-related entities BNI BRI -

Sub jumlah deposito berjangka rekening Euro

183,127

868

1,144

Sub total time deposits Euro accounts

4,791

633

1,203

Time deposits - other currency accounts

Jumlah deposito berjangka

2,360,377

873,823

1,253,169

Total time deposits

Jumlah kas dan setara kas

4,295,373

3,199,325

2,336,689

Total cash and cash equivalents

Deposito berjangka mata uang asing lainnya

Tingkat bunga per tahun deposito berjangka selama tahun 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut: 2012 Rupiah Dolar Amerika Serikat Dolar Hong Kong Dolar Singapura Euro


5.00% - 7.25% 0.20% - 2.00% 0.70% - 1.20% 0.01% - 0.25%

Annual interest rates on time deposits during 2012 and 2011 were as follows: 2011 5.00% - 7.25% 0.50% - 2.00% 0.50% - 1.30% 0.05% - 0.10% 0.10% - 0.25%

Rupiah US Dollar Hong Kong Dollar Singapore Dollar Euro




KAS YANG DIBATASI PENGGUNAANNYA

7.

2012 Rekening Dolar Amerika Serikat: Entitas berelasi dengan Pemerintah BNI Bank Mandiri BRI: - Proyek Pagardewa - Bank Garansi Pihak ketiga BCA BNP Paribas Sumitomo Mitsui Banking Corporation Natixis Bank, Singapura The Hongkong and Shanghai Banking Corporation Ltd.: - Proyek Pagardewa - Proyek RCC Off-Gas Propylene Project (ROPP) - Lain-lain Bank-bank lain (masing-masing dibawah US$10.000) Rekening Rupiah: Entitas berelasi dengan Pemerintah BRI BNI Bank Mandiri: - Bank Garansi - Lain-lain

RESTRICTED CASH

US Dollar accounts:

64,804 1,945

33,530 1,656

14,198 -

1,792

-

138,851 976

45,508 -

55,000

50,000

-

6,000 3,320

28,161 7,074

-

-

35,846

1,576

1,575

33,000 505

36,977

12,370

192

14,709 4,382

9,031 2,956

9,399 1,254

1,095

2,571

820 5,561

172,788

128,009

325,837

Tingkat bunga per tahun atas kas yang dibatasi penggunaannya selama tahun 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut: 2012 Rupiah Dolar Amerika Serikat


2011*

5.71% - 6.67% 0.31% - 2.15%

Government-related entities BNI Bank Mandiri BRI: Pagardewa Project Bank Guarantees Third parties BCA BNP Paribas Sumitomo Mitsui Banking Corporation Natixis Bank, Singapore The Hongkong and Shanghai Banking Corporation Ltd.: Pagardewa Project RCC Off-Gas Propylene Project (ROPP) Others Other banks (each below US$10,000) Rupiah accounts: Government-related entities BRI BNI Bank Mandiri: Bank Guarantees Others -

Annual interest rates on restricted cash during 2012 and 2011 were as follows: 2011 5.00% - 7.25% 0.50% - 2.00%

Rupiah US Dollar

Rekening Dolar Amerika Serikat

US Dollar Accounts

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011, rekening escrow pada BNP Paribas; Sumitomo Mitsui Banking Corporation; Natixis Bank, Singapura; BNI; dan Calyon berkenaan dengan letters of credit (L/C) yang diterbitkan untuk pengadaan minyak mentah dan produk turunannya serta bank garansi.

As of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011, the escrow accounts at BNP Paribas; Sumitomo Mitsui Banking Corporation; Natixis Bank, Singapore; BNI; and Calyon were related to letters of credit (L/C) issued for procurement of crude oil and other petroleum products as well as bank guarantees.

Rekening escrow pada BRI - Proyek Pagardewa digunakan untuk menerima hasil penjualan ekspor bagian Pemerintah atas produksi minyak mentah Indonesia, yang digunakan untuk membayar pinjaman sindikasi Proyek Pagardewa. Pinjaman sindikasi tersebut sudah dilunasi di tahun 2011.

The escrow account at BRI - Pagardewa Project is utilised to receive proceeds from exports of a portion of the Government’s share of Indonesian crude oil production, which is utilised to repay the syndicated loan involving the Pagardewa Project. The syndicated loan was fully repaid in 2011.




8.

KAS YANG DIBATASI PENGGUNAANNYA – BERSIH (lanjutan)


RESTRICTED CASH – NET (continued)

Rekening Dolar Amerika Serikat (lanjutan)

US Dollar Accounts (continued)

Pada tanggal 1 Januari 2011, rekening escrow pada The Hongkong and Shanghai Banking Corporation Ltd. (“HSBC”) berkenaan dengan perjanjian pendanaan terkait Proyek ROPP (Catatan 19.a.ii) dan Proyek Pagardewa (Catatan 19.a.iii).

As at 1 January 2011, the escrow accounts at The Hongkong and Shanghai Banking Corporation Ltd. (“HSBC”) were related to financing arrangements in relation to the ROPP Project (Note 19.a.ii) and Pagardewa Project (Note 19.a.iii).

Termasuk dalam rekening Dolar Amerika Serikat bagian “Bank lain-lain” merupakan rekening escrow Perusahaan pada Lembaga Pembiayaan Ekspor Indonesia (dahulu PT Bank Ekspor Indonesia (Persero)); Citibank, N.A.; Standard Chartered Bank; PT Bank Bukopin Tbk.; PT Bank Danamon Indonesia Tbk; BCA; dan Royal Bank of Scotland (“RBS”) (dahulu ABN AMRO BANK N.V.).

Included in the US Dollar accounts - “Other banks” are the Company’s escrow accounts at the Lembaga Pembiayaan Ekspor Indonesia (formerly PT Bank Ekspor Indonesia (Persero)); Citibank, N.A.; Standard Chartered Bank; PT Bank Bukopin Tbk.; PT Bank Danamon Indonesia Tbk.; BCA; and Royal Bank of Scotland (“RBS”) (formerly ABN AMRO BANK N.V.).

Rekening Rupiah

Rupiah Accounts

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011, rekening escrow di BRI, BNI dan Bank Mandiri adalah deposito berjangka yang dijaminkan untuk penerbitan bank garansi dan performance bond.

As at 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011, the escrow accounts at BRI, BNI and Bank Mandiri are time deposits that are utilised as collateral for bank guarantees and performance bonds.

PIUTANG USAHA - PIHAK KETIGA a.

Piutang usaha adalah sebagai berikut:

Piutang usaha Penyisihan penurunan nilai

b.

8.

Lancar 3 - 6 bulan 6 -12 bulan 12 - 24 bulan > 24 bulan


a.

Trade receivables are as follows: 1 Januari/ January 2011*

2012

2011*

1,719,398 (110,132)

1,486,747 (116,974)

1,448,111 (111,365)

1,609,266

1,369,773

1,336,746

Piutang usaha berdasarkan umur adalah sebagai berikut:

-

TRADE RECEIVABLES - THIRD PARTIES

b.

Trade receivables Provision for impairment

The ageing of trade receivables are as follows: 1 Januari/ January 2011*

2012

2011*

1,446,013 41,093 99,327 40,323 92,642

1,160,917 132,423 50,524 21,628 121,255

1,171,280 141,710 6,392 37,204 91,525

1,719,398

1,486,747

1,448,111

Current 3 - 6 months 6 - 12 months 12 - 24 months > 24 months

-




PIUTANG USAHA - PIHAK KETIGA (lanjutan) c.

8.

TRADE RECEIVABLES (continued)

Mutasi penyisihan penurunan nilai atas piutang usaha adalah sebagai berikut:

c.

THIRD

PARTIES

Movements in the provision for impairment of trade receivables are as follows:

2012

d.

-

2011*

Saldo awal Penurunan nilai selama tahun berjalan Pembalikan penurunan nilai atas piutang yang terpulihkan - bersih Selisih kurs

(116,974)

Saldo akhir

(110,132)

-

6,842

(111,365)

Beginning balance

(61,192)

Impairment during the year Reversal of impairment on the recovered receivables - net Foreign exchange difference

48,893 6,690 (116,974)

Ending balance

Manajemen Perusahaan menetapkan penyisihan penurunan nilai atas piutang dengan menggunakan pendekatan penurunan nilai secara individual.

The management of the Company has provided a provision for the impairment of receivables on individual impairment approach.

Berdasarkan evaluasi manajemen terhadap kolektibilitas saldo masing-masing piutang usaha pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011, manajemen berkeyakinan bahwa jumlah penyisihan penurunan nilai adalah memadai untuk menutup kemungkinan kerugian dari tidak tertagihnya piutang usaha dari pihak ketiga.

Based on management’s review of the collectability of each balance of trade receivables at the dates of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011, management believes that the provision for impairment is adequate to cover the potential losses a result of uncollected trade receivables from third parties.

Manajemen berkeyakinan bahwa tidak terdapat risiko terkonsentrasi secara signifikan atas piutang usaha kepada pihak ketiga.

Management believes that there are no significant concentrations of credit risk involving third party trade receivables.

Piutang usaha berdasarkan mata uang adalah sebagai berikut :

Rupiah Dolar Amerika Serikat


d.

The currencies of trade receivables are as follows: 1 Januari/ January 2011

2012

2011

296,773 1,422,625

223,342 1,263,405

461,175 986,936

1,719,398

1,486,747

1,448,111

Rupiah US Dollar




PIUTANG DARI PEMERINTAH

9. 2012

DUE FROM THE GOVERNMENT 1 Januari/ January 2011*

2011*

Perusahaan: Piutang atas penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu Piutang atas penggantian biaya program konversi minyak tanah ke LPG Piutang imbalan jasa pemasaran Piutang atas penggantian biaya subsidi LPG tabung 3 kg Penerimaan Negara dari aktivitas usaha hulu (Catatan 17b) Lebih bayar pajak penghasilan dari kegiatan Technical Assistance Contract (TAC) Elnusa Tristar Ramba Ltd., BVI Lain-lain Jumlah - Perusahaan

2,084,986

736,577

277,218

287,903

264,265

301,684

222,659

136,878

-

15,918

130

138

2,849,258

1,479,098

The Company: Receivables for reimbursement of cost subsidy for certain fuel 431,684 (BBM) products Receivables for reimbursement of costs for kerosene conversion 244,078 to LPG program Receivables 151,057 for marketing fees Receivables for reimbursement of cost subsidy 144,992 for LPG 3 kg cylinders State revenue in relation to - upstream activity (Note 17b) Overpayment of income tax involving Elnusa Tristar Ramba Ltd., BVI Technical Assistance 29,926 Contract (TAC) activities 140 Others 1,001,877

Total - the Company

Entitas Anak: PT Pertamina EP - Domestic Market Obligation (DMO) fees - Under lifting

83,403 20,170

460,189 28,190

182,298 147,494

Subsidiaries: PT Pertamina EP Domestic Market Obligation (DMO) fees Under lifting -

PT Pertamina Hulu Energi: - DMO fees - Under lifting

24,750 12,555

203,762 4,086

174,846 7,852

PT Pertamina Hulu Energi: DMO fees Under lifting -

140,878

696,227

512,490

Total - Subsidiaries

2,990,136 (275,610)

2,175,325 (269,447)

1,514,367 (27,716)

2,714,526

1,905,878

1,486,651

(2,714,526)

(1,828,857)

(1,253,486)

Jumlah - Entitas Anak Jumlah konsolidasian Penyisihan penurunan nilai

Dikurangi: bagian lancar Bagian tidak lancar

-

Jumlah piutang dari Pemerintah yang jatuh tempo untuk dilunasi dalam periode 1 (satu) tahun setelah tanggal neraca dikelompokkan sebagai piutang lancar. * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

77,021

233,165

Total consolidated Provision for impairment

Less: current portion Non-current portion

Due from the Government which is due for settlement within 1 (one) year after the balance sheet date is categorised as a current receivable.




PIUTANG DARI PEMERINTAH (lanjutan)

9.

Mutasi penyisihan penurunan nilai atas piutang dari Pemerintah adalah sebagai berikut:

DUE FROM THE GOVERNMENT (continued) Movements in the provision for impairment of due from the Government are as follows:

2012

2011*

Saldo awal Penurunan nilai selama tahun berjalan Pemulihan nilai selama tahun berjalan Keuntungan selisih kurs

(269,447) (31,580) 9,217 16,200

(27,716) (241,967) 236

Beginning balance Impairment during the year Recovery during the year Foreign exchange gain

Saldo akhir

(275,610)

(269,447)

Ending balance

a.

Piutang atas penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu

a.

Receivables for reimbursement of the cost subsidy for certain fuel (BBM) products

Piutang Perusahaan atas penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu merupakan tagihan atas subsidi BBM yang disalurkan kepada masyarakat.

The Company’s receivables for reimbursement of the cost subsidy for certain BBM products are billings for the BBM subsidy provided to the public.

Penugasan Pemerintah dalam bentuk Public Service Obligation (“PSO”) kepada Perusahaan untuk menyalurkan jenis BBM tertentu di tahun 2012 didasarkan pada Surat Keputusan Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) No. 275/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2011, No. 276/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2011 dan No. 277/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2011 yang semuanya bertanggal 27 Desember 2011.

The Public Service Obligation (“PSO”) Government assignment to the Company to distribute certain BBM products in 2012 is based on Decisions Letter of the Head of the Executive Agency for Downstream Oil and Gas Activity (BPH Migas) No. 275/PSO/BPH Migas/Kom/XII/ 2011, No. 276/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2011 and No. 277/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2011, all dated 27 December 2011.

Penugasan Pemerintah dalam bentuk PSO kepada Perusahaan untuk menyalurkan jenis BBM tertentu di tahun 2011 di dasarkan pada Surat Keputusan Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) No. 228/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2010, No. 229/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2010 dan No. 230/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2010 yang semuanya bertanggal 23 Desember 2010.

The PSO Government assignment to the Company to distribute certain BBM products in 2011 is based on Decisions Letter of the Head of the Executive Agency for Downstream Oil and Gas Activity (BPH Migas) No. 228/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2010, No. 229/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2010 and No. 230/PSO/BPH Migas/Kom/XII/2010 all dated 23 Desember 2010.

Penetapan harga jenis BBM tertentu didasarkan pada Surat Keputusan MESDM No. 1129/12/MEM.M/2012 tanggal 10 Februari 2012 perihal Harga Patokan Jenis BBM tertentu dan LPG 3 kg Tahun Anggaran 2012.

The pricing of certain BBM products is based on Decree of the MoEMR No. 1129/12/MEM.M/2012 dated 10 February 2012 regarding the standard pricing of certain BBM products and LPG 3 kg for the budget year of 2012.

Atas penugasan Pemerintah dimaksud, Perusahaan berhak untuk memperoleh penggantian sebagaimana diatur dalam Peraturan Menteri Keuangan No. 65/PMK.02/2012 tanggal 30 April 2012 tentang Perubahan Atas Peraturan Menteri Keuangan No. 217/PMK.02/2012 tentang Tata Cara Penyediaan Anggaran, Penghitungan, Pembayaran dan Pertanggungjawaban Subsidi Jenis Bahan Bakar Minyak Tertentu.

Relating to that assignment from the Goverment, the Company is entitled to receive compensation as stipulated in Minister of Finance Regulation No. 65/PMK.02/2012 dated 30 April 2012 regarding the Amendment of Minister of Finance Regulation No. 217/PMK.02/2012 regarding Procedures of Budget Provision, Calculation, Payment and Accountability for the Subsidy on Certain BBM products.





PIUTANG DARI PEMERINTAH (lanjutan) a.

9.

Piutang atas penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu (lanjutan)

DUE FROM THE GOVERNMENT (continued) a.

Receivables for reimbursement of the cost subsidy for certain fuel (BBM) products (continued)

Mekanisme pembayaran subsidi didasarkan pada besarnya anggaran yang ditetapkan di dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (“APBN”) dan APBN Perubahan (“APBN-P”). Subsidi tahun 2012 terdapat kekurangan anggaran, karena penyaluran subsidi jenis BBM tertentu melebihi kuota dan nilai yang ditetapkan di dalam APBN 2012 sehingga dilakukan penambahan nilai subsidi pada APBN-P tahun 2012.

The mechanism for the subsidy payment is based on the amount of the budget decided in the State Budget (“APBN”) and Amended State Budget (“APBN-P”). There was a budget shortage in the 2012 subsidy due to the distribution of certain BBM products which exceeded the quota and the amount decided in the 2012 APBN, and therefore it caused an additional amount of subsidy in the APBN-P year 2012.

Saldo piutang Pemerintah ini akan dibayarkan melalui mekanisme APBN dan APBN-P tahun 2013 setelah hasil audit Badan Pemeriksa Keuangan (BPK) Republik Indonesia.

The balance of due from the Goverment will be settled by the mechanism of the 2013 APBN and APBN-P after being audited by the Supreme Audit Agency (BPK) of Republic of Indonesia.

2012 Saldo awal Reklasifikasi Saldo awal setelah reklasifikasi Ditambah: Biaya subsidi jenis BBM tertentu (Catatan 29)

Koreksi BPK atas penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu tahun 2011 (Catatan 29) Koreksi BPK atas penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu tahun 2010 (Catatan 29) Dikurangi: Penerimaan tunai Piutang diperhitungkan dengan liabilitas kepada Pemerintah: Nilai lawan terutang kepada Pemerintah (Catatan 17a) Kerugian selisih kurs Saldo akhir * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

2011*

736,577 3,177

431,684 -

739,754

431,684

18,756,863

15,442,938

(7,758)

-

-

5,119

(17,135,995)

(12,682,666)

(267,878)

(2,336,154) (124,344)

2,084,986

736,577

Beginning balance Reclassification Beginning balance after reclassification Add: Cost subsidy for certain BBM products (Note 29) Correction from BPK for reimbursements of subsidy costs of certain BBM products for year 2011 (Note 29) Correction from BPK for reimbursements of subsidy costs of certain BBM products for year 2010 (Note 29) Less: Cash received Offset of receivable amount against balances due to the Government: Conversion account amount due to the Government (Note 17a) Foreign exchange loss Ending balance As restated (refer to Note 4) *


PIUTANG DARI PEMERINTAH (lanjutan) a.

b.

Piutang atas penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu (lanjutan)


DUE FROM THE GOVERNMENT (continued) a.

Receivables for reimbursement of the cost subsidy for certain fuel (BBM) products (continued)

Koreksi BPK atas penghitungan tagihan penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu Perusahaan di tahun 2012 sebesar Rp70.312 juta (setara dengan US$7.758) adalah berdasarkan Laporan Hasil Pemeriksaan (“LHP”) BPK No. 42.A/AUDITAMAVII/PDTT /07/2012 tertanggal 12 Juli 2012.

BPK’s corrections of Rp70,312 million (equivalent to US$7,758) on reimbursement calculations of the Company’s cost subsidy for certain BBM products in 2012 are based on BPK’s Audit Report (“LHP”) No. 42.A/AUDITAMA VII/PDTT/07/2012 dated 12 July 2012.

Koreksi BPK atas penghitungan tagihan penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu Perusahaan di tahun 2011 sebesar Rp44.946 juta (setara dengan US$5.119) adalah berdasarkan LHP BPK No. 29/AUDITAMAVII/PDTT/09/2011 tertanggal 12 September 2011.

BPK’s corrections of Rp44,946 million (equivalent to US$5,119) on reimbursement calculations of the Company’s cost subsidy for certain BBM products in 2011 are based on BPK’s Audit Report (LHP) No. 29/AUDITAMA VII/PDTT/09/2011 dated 12 September 2011.

Jumlah-jumlah terutang kepada Pemerintah yang telah diperhitungkan sebagai pengurang piutang penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu adalah berdasarkan Surat Perintah Membayar (SPM) yang dikeluarkan oleh Menteri Keuangan. Jumlah-jumlah tersebut tercantum dalam Laporan Satuan Kerja (Satker) Penerimaan Negara yang anggotanya merupakan perwakilan dari Kementerian Keuangan (Direktorat Jenderal Anggaran dan Perimbangan Keuangan), Kementrian ESDM, Bank Indonesia dan Perusahaan.

The amounts due to the Government which have been offset by receivables arising in relation to the cost subsidy for certain BBM products are based on Payment Instruction Letters (SPM) issued by the Minister of Finance. The amounts are included in the Report of the State Revenue Working Unit (Satker), whose members comprise representatives from the Ministry of Finance (Directorate General of Budget and Finance Stability), Ministry of Energy and Mineral Resources, Bank Indonesia and the Company.

Piutang atas penggantian biaya program konversi minyak tanah (mitan) ke LPG Piutang ini merupakan jumlah terutang ke Perusahaan dari Pemerintah atas biaya penggantian penyediaan dan pendistribusian perdana LPG tabung 3 kg dan kompor beserta peralatannya sesuai dengan surat MESDM No. 3175K/10/MEM/2007 tanggal 27 Desember 2007 sebagai berikut:

b.

Receivables for reimbursements of costs for kerosene conversion to LPG program These receivables represent amounts due to the Company from the Goverment for reimbursements of costs involving initial supply and distribution of LPG 3 kg cylinders, stoves and accessories based on letter of MoEMR No. 3175K/10/MEM/2007 dated on 27 December 2007 as follows:



PIUTANG DARI PEMERINTAH (lanjutan) b.

9.

Piutang atas penggantian biaya program konversi minyak tanah (mitan) ke LPG (lanjutan) 2012

DUE FROM THE GOVERNMENT (continued) b.

Receivables for reimbursements of costs for kerosene conversion to LPG program (continued) 2011*

Saldo awal Penyaluran tabung LPG, kompor dan peralatannya

287,903

244,078

7,461

186,845

Penerimaan biaya penggantian Kerugian selisih kurs

(18,146)

(139,439) (3,581)

277,218

287,903

(269,979)

(260,230)

Dikurangi: Penyisihan penurunan nilai Saldo akhir

7,239

27,673

Beginning balance Distribution of LPG cylinders stoves and accessories Receipt of cost reimbursements Foreign exchange loss

Less: Provision for impairment Ending balance

Perusahaan telah mengajukan permohonan penambahan alokasi anggaran terhadap kekurangan penggantian biaya tersebut melalui surat Direktur Utama No. 1790/ C00000/2009-S4 tanggal 18 November 2009 kepada Menteri Keuangan. Perusahaan juga telah menerima surat tembusan dari Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi No. 24157/80/ DJM.0/2010 tanggal 24 September 2010 yang ditujukan kepada Direktorat Jenderal Anggaran dan Perimbangan Keuangan mengenai permintaan penambahan alokasi anggaran untuk program konversi energi tahun anggaran 2011 atas kekurangan pembayaran penggantian biaya program konversi mitan tahun 2008 sampai dengan tahun 2009.

The Company has proposed an additional budget allocation for the settlement of the underpayment of these reimbursement costs through the President Director’s letter No. 1790/C00000/2009-S4 dated 18 November 2009 to the Minister of Finance. The Company received a copy of the Directorate General of Oil and Gas’ letter No. 24157/80/DJM.0/2010 dated 24 September 2010 to the Directorate General of Budget and Financial Stability regarding the request for an additional 2011 budget allocation for the energy conversion program in relation to underpayments of reimbursable costs for the kerosene conversion to LPG program from 2008 through 2009.

Sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan konsolidasian ini, Perusahaan belum mendapat tanggapan dari MESDM dalam kaitannya dengan penambahan alokasi anggaran tersebut.

As of the completion date of these consolidated financial statements, the Company has not yet received any response from the MoEMR in relation to the additional budget allocation.

Sampai dengan tanggal 31 Desember 2012, 31 Desember 2011 dan 1 Januari 2011, saldo penyisihan penurunan nilai masing-masing sebesar US$269.979, US$260.230 dan US$27.716.

As of 31 December 2012, 31 December 2011, and 1 January 2011, the balance of provision for impairment in the amounts of US$269,979, US$260,230 and US$27,716, respectively.




PIUTANG DARI PEMERINTAH (lanjutan) c.


Piutang imbalan jasa pemasaran

DUE FROM THE GOVERNMENT (continued) c.

Receivables for marketing fees

Piutang ini merupakan jumlah terutang ke Perusahaan dari Pemerintah untuk komisi atas jasa memasarkan minyak mentah, gas bumi dan LNG milik Pemerintah.

These receivables represent amounts due to the Company by the Government for fees from marketing activities in relation to the Government’s crude oil, natural gas and LNG.

Imbalan jasa pemasaran merupakan imbalan yang diterima dari Pemerintah atas:

Marketing fees involve fees receivable from the Government in relation to:

• Jasa yang meliputi manajemen aktivitas LNG dan LPG; • Manajemen pipa gas hulu; • Produksi minyak mentah Indonesia bagian Pemerintah yang diekspor atau masuk ke kilang Perusahaan untuk diproses menjadi hasil minyak; dan • Ekspor produksi gas bumi bagian Pemerintah.

• Services involving management of LNG and LPG activities; • Upstream gas pipeline management; • The Government’s share of Indonesian crude oil production exported or shipped to the Company’s refineries for processing into oil products; and • The Government’s share of export of natural gas production.

Berdasarkan surat MESDM No. 2576.K/12/MEM.M/2012 tanggal 28 Agustus 2012 tentang Formula dan Besaran Imbalan (“Fee”) Pengelolaan dan/atau Penjualan Minyak dan/atau Gas Bumi untuk Grup, telah dilakukan Pengajuan Fee Pengelolaan LNG, Gas Pipa, dan Minyak Mentah untuk Perusahaan tahun 2011 dengan surat tagihan No. 608/H00000/2012-S4 tanggal 30 Oktober 2012 sebesar US$151.123 sudah termasuk Pajak Pertambahan Nilai (PPN) sebesar US$13.738.

Based on the letter of the MoEMR No. 2576.K/12/MEM.M/2012 dated 28 August 2012 regarding Calculation and Fee for Managing and/or Seling of Oil and/or Natural Gas to Group, the Company has submitted management fee of LNG, gas in pipe, and crude oil for year 2011 with billing number 608/H00000/2012-S4 dated 30 October 2012 amounting to US$151,123, including Value Added Tax (VAT) of US$13,738.

Pada tanggal 31 Desember 2012, imbalan jasa pemasaran tahun 2012 sebesar US$126.880 dihitung berdasarkan kuantitas periode Januari - Desember 2012 dikali dengan tarif tahun 2011 yang ditetapkan oleh BPMIGAS. Nilai tersebut belum termasuk PPN.

As at 31 December 2012, marketing fees for year 2012 amounting to US$126,880 are calculated based on January - December 2012 volumes multiplied by 2011 rates, which was determined by BPMIGAS. This amount excludes VAT.

2012 Imbalan jasa pemasaran: 2012 2011 2010

Dikurangi : Penyisihan penurunan nilai Saldo akhir * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)


2011*

126,880 137,385 -

150,627 151,057

151,057

264,265

301,684

151,057

(5,631) 258,634

Marketing fees: 2012 2011 2010

-

-

Less: Provision for impairment

301,684

151,057

Ending balance As restated (refer to Note 4) *


PIUTANG DARI PEMERINTAH (lanjutan) d.

Piutang atas penggantian biaya subsidi LPG tabung 3 kg


DUE FROM THE GOVERNMENT (continued) d. Receivables for reimbursement subsidy for LPG 3 kg cylinders

of

cost

Piutang Perusahaan atas penggantian biaya subsidi LPG 3 kg merupakan tagihan atas subsidi LPG 3 kg yang disalurkan kepada masyarakat.

The Company’s receivable from the reimbursement for the cost subsidy for LPG 3 kg cylinders is a collection of subsidy for LPG 3 kg cylinders distributed to the public.

Penugasan Pemerintah dalam bentuk PSO kepada Perusahaan untuk menyalurkan LPG 3 kg di tahun 2012 didasarkan pada Surat Keputusan MESDM No. 193.K/15/DJM.S/2012 tanggal 13 April 2012 yang berlaku surut sejak tanggal 1 Januari 2012 sampai dengan 31 Desember 2012 dan No. 4086/10/DJM.S/2011 tanggal 17 Februari 2011 yang berlaku surut sejak tanggal 1 Januari 2011 sampai dengan 31 Desember 2011, Perusahaan berhak atas subsidi untuk penyediaan dan pendistribusian LPG tabung 3 kg. Jumlah subsidi dihitung berdasarkan selisih harga kontrak LPG Aramco ditambah biaya distribusi dan margin (Alfa) dengan harga jual eceran LPG tabung 3 kg (tidak termasuk PPN dan margin agen).

The PSO Government assignment to the Company to distribute LPG 3 kg cylinders in 2012 is based on Decision Letter of the MoEMR No. 193.K/15/DJM.S/2012 dated 13 April 2012 which applies retroactively from 1 January 2012 to 31 December 2012 and No. 4086/10/DJM.S/2011 dated 17 February 2011 which applies retrospectively from 1 January 2011 until 31 December 2011, the Company is entitled to a subsidy for the procurement and distribution of LPG 3 kg cylinders. The subsidy amount is based on the difference between the Aramco LPG Contract Price plus distribution costs and margin (Alpha) and retail sales price of LPG 3 kg cylinders (excluding related VAT and agents margins).

Penetapan harga LPG 3 kg didasarkan pada Surat Keputusan MESDM No 1129/12/MEM.M/2012 tanggal 10 Februari 2012 perihal Harga Patokan Jenis BBM Tertentu dan LPG 3 kg Tahun Anggaran 2012.

The pricing of LPG 3 kg cylinders is based on Decree of the MoEMR No. 1129/12/MEM.M/2012 dated 10 February 2012 regarding the standard price of certain BBM products and LPG 3 kg cylinders in the budget year of 2012.

Atas penugasan Pemerintah dimaksud, Perusahaan berhak untuk memperoleh penggantian sebagaimana diatur dalam Peraturan Menteri Keuangan No. 64/PMK.02/2012 tanggal 30 April 2012 tentang Perubahan Atas Peraturan Menteri Keuangan No. 218/PMK.02/2012 tentang Tata Cara Penyediaan Anggaran, Penghitungan, Pembayaran dan Pertanggungjawaban Subsidi LPG tabung 3 Kg.

Relating to that assignment from the Government, the Company is entitled to receive reimbursement as stipulated in Minister of Finance Regulation No. 64/PMK.02/2012 dated 30 April 2012 regarding the Amendment of Minister of Finance Regulation No. 218/PMK.02/2012 regarding Procedures of Budget Provision, Calculation, Payment and Accountability for the Subsidy on LPG 3 kg.

Pembayaran subsidi oleh Pemerintah didasarkan pada besarnya anggaran yang ditetapkan di dalam APBN. Untuk subsidi LPG 3 kg tahun 2012 tidak terdapat kekurangan anggaran dalam nilai, namun penyaluran LPG 3 kg secara kuantitas telah melebihi kuota dalam APBN-P 2012. Nilai piutang subsidi LPG 3 kg adalah sebesar sisa nilai penyaluran Desember 2012 dan sisa tagihan triwulan.

Payments of subsidy by the Government are based on budget availability as set out in the APBN. For subsidy of LPG 3 kg cylinders for year 2012, there were no budget shortfall in term of amount, but in term of quantity, the distributions of LPG 3 kg exceeded the quota in APBN-P 2012. The outstanding receivables from the LPG 3 kg cylinders subsidy comprised the December 2012 distributions and the remaining balance from the quarterly billings.



PIUTANG DARI PEMERINTAH (lanjutan) d.

9.

Piutang atas penggantian biaya subsidi LPG tabung 3 kg (lanjutan)

d.

Saldo piutang subsidi LPG 3 kg ini akan dibayarkan melalui mekanisme APBN-P tahun 2013 setelah hasil audit BPK RI.

Nilai lawan terutang kepada Pemerintah (Catatan 17a) Kerugian selisih kurs Saldo akhir * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

Receivables for reimbursement of cost subsidy for LPG 3 kg cylinders (continued) The receivable balance of LPG 3 kg subsidy will be settled by the mechanism of the 2013 APBN-P after being audited by BPK of Republic of Indonesia.

2012 Saldo awal Reklasifikasi Saldo awal setelah reklasifikasi Ditambah: Penggantian biaya subsidi LPG tahun berjalan (Catatan 29) Koreksi BPK atas penggantian biaya subsidi LPG tabung 3 kg untuk tahun 2011 (Catatan 29) Koreksi BPK atas penggantian biaya subsidi LPG tabung 3 kg untuk tahun 2010 (Catatan 29) Dikurangi: Pembayaran tunai Piutang diperhitungkan dengan liabilitas kepada Pemerintah:

DUE FROM THE GOVERNMENT (continued)

2011*

136,878 (3,177)

144,992 -

133,701

144,992

3,175,539

2,413,501

(686)

-

-

(1,064)

(3,042,145)

(1,715,256)

(43,750)

(683,011) (22,284)

222,659

136,878

Beginning balance Reclassification Beginning balance after reclassification Add: LPG costs subsidy reimbursement for the current year (Note 29) Corrections from BPK for reimbursement of cost subsidy for LPG 3 kg cylinders for the year 2011 (Note 29) Correction from BPK for reimbursement of cost subsidy for LPG 3 kg cylinders for the year 2010 (Note 29) Less: Cash payment Offset of receivable amount against balances due to the Government: Conversion account amounts due to the Government (Note 17a) Foreign exchange loss Ending balance As restated (refer to Note 4) *



PIUTANG DARI PEMERINTAH (lanjutan) e.

9.

Piutang PT Pertamina EP

DUE FROM THE GOVERNMENT (continued) e.

PT Pertamina EP’s receivables

2012 DMO fees: Saldo awal Penambahan tahun berjalan Offset piutang DMO fees dengan liabilitas Perusahaan dan PT Pertamina EP kepada Pemerintah Pembayaran tunai oleh Pemerintah

DMO fees: Beginning balance Addition during the year Offset of DMO fees receivable against the Company’s and PT Pertamina EP’s obligations to the Government Cash settlement by the Government

460,189 876,252

182,298 858,930

(331,038)

(353,465)

(922,000)

(227,574)

Saldo akhir DMO fees

83,403

460,189

Ending balance of DMO fees

Piutang underlifting

20,170

28,190

Underlifting receivable

103,573

488,379

Total

Jumlah

f.

2011*

DMO fees merupakan tagihan kepada Pemerintah sehubungan dengan kewajiban PT Pertamina EP dalam menyediakan minyak mentah untuk memenuhi kebutuhan pasar dalam negeri untuk produk minyak sesuai dengan KKS PT Pertamina EP (Catatan 43b).

DMO fees represents amounts due from the Government in relation to PT Pertamina EP’s obligation to supply crude oil to meet the domestic market demand for fuel products in accordance with PT Pertamina EP’s PSC (Note 43b).

Piutang underlifting merupakan piutang PT Pertamina EP dari SKK MIGAS karena volume lifting minyak mentah dan gas bumi yang dilakukan oleh SKK MIGAS melebihi entitlement pada tahun yang bersangkutan.

The underlifting receivable represents PT Pertamina EP’s receivable from SKK MIGAS as a result of SKK MIGAS actual lifting of crude oil and gas is higher than its entitlement for the respective year.

Piutang PHE

f. 2012

PHE’s receivables

2011*

1 Januari/ January 2011* Current portion

Bagian lancar DMO fees - bagian jangka pendek Under lifting

24,750 12,555

117,524 4,086

174,846 7,852

DMO fees - current portion Under lifting

Jumlah bagian lancar

37,305

121,610

182,698

Total current portion





PIUTANG DARI PEMERINTAH (lanjutan) f.

9.

Piutang PHE (lanjutan)

DUE FROM THE GOVERNMENT (continued) f.

2012

PHE’s receivables (continued) 1 Januari/ January 2011*

2011*

Non-current portion

Bagian tidak lancar DMO fees: - PHE Raja Tempirai - PHE South Jambi - PHE West Madura

-

7,929 187 78,122

-

DMO fees: PHE Raja Tempirai PHE South Jambi PHE West Madura -

Jumlah bagian tidak lancar

-

86,238

-

Total non-current portion

37,305

207,848

182,698

Penyisihan penurunan nilai Jumlah piutang dari Pemerintah

-

37,305

(9,217)

198,631

-

Provision for impairment

182,698

Total due from the Government

DMO fees di PHE merupakan tagihan kepada Pemerintah sehubungan dengan kewajiban Entitas Anak PHE dalam menyediakan minyak mentah untuk memenuhi kebutuhan pasar dalam negeri sesuai Kontrak Kerjasamanya.

DMO fees in PHE represent amounts due from the Government in relation to PHE subsidiaries’ obligations to supply crude oil to meet the domestic market demand in accordance with the PSC contracts.

Piutang underlifting merupakan piutang Entitas Anak PHE dari SKK MIGAS karena volume lifting minyak mentah dan gas bumi yang dilakukan oleh SKK MIGAS melebihi entitlement pada tahun yang bersangkutan.

The underlifting receivable represents the PHE Subsidiaries’ receivable from SKK MIGAS as a result of SKK MIGAS lifting of crude oil and gas volumes being higher than its entitlement for the respective year.

Berdasarkan evaluasi manajemen terhadap kolektibilitas saldo masing-masing piutang dari Pemerintah pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011, manajemen berkeyakinan bahwa jumlah penyisihan penurunan nilai adalah memadai untuk menutup kemungkinan kerugian dari tidak tertagihnya piutang dari Pemerintah.

Based on management's review of the collectability of each balance due from the Government at the dates of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011, management believes that provision for impairment is adequate to cover the potential losses a result of uncollected amounts due from the Government.



PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/99 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain)


10. PERSEDIAAN

10. INVENTORIES 2012

1 Januari/ January 2011 *

2011*

Minyak mentah: Produksi dalam negeri Impor

1,539,349 1,292,628

1,442,302 1,025,610

1,105,704 781,252

Crude oil: Domestic production Imported

Sub jumlah minyak mentah

2,831,977

2,467,912

1,886,956

Subtotal for crude oil

Hasil minyak: Minyak solar Bensin premium

1,437,912

1,228,195

1,361,029

Oil product: Automotive Diesel Oil (“ADO”) Premium gasoline Products in process of production Avtur and Avigas Industrial/Marine fuel oil (“IFO/MFO”) Kerosene Pertamax, Pertamax Plus (gasoline) and Pertadex (diesel oil) Industrial Diesel Oil (“IDO”) LPG, petrochemicals, lubricants and others

5,732,227

4,955,035

4,353,311

Subtotal for oil products

8,564,204

7,422,947

6,240,267

1,924,668 1,047,285

1,451,915 903,131

1,170,640 688,231

Minyak dalam proses produksi Avtur dan Avigas

355,624 312,198

342,795 287,003

382,302 165,431

BBM industri dan marine Minyak tanah Pertamax, Pertamax Plus (gasoline) dan Pertadex (minyak diesel) Minyak diesel industri LPG, petrokimia, pelumas dan lainnya

262,702 247,159

277,620 294,557

162,108 298,381

94,960 49,719

124,383 45,436

88,613 36,576

Sub jumlah hasil minyak Sub jumlah minyak mentah dan hasil minyak Dikurangi: Penyisihan penurunan nilai Persediaan (Catatan 32)

(32,384)

(41,861)

8,531,820 Material

7,381,086

429,391

397,026

296,865

7,778,112

6,514,638


Materials

Movements in the provision for decline in value of inventories are follows:

2012

Saldo akhir

6,217,773

8,961,211

Mutasi penyisihan penurunan nilai persediaan adalah sebagai berikut: Saldo awal: Penyisihan untuk hasil minyak (Catatan 32) Pemulihan selama tahun berjalan - bersih Penyisihan selama tahun berjalan - bersih

(22,494)

Subtotal for crude oil and oil products Less: Provision for decline in value of inventories (Note 32)

2011* (41,861) 9,477 (32,384)

(22,494) -

Beginning balance: Provision for oil products (Note 32) Recovery during the year - net

(19,367)

Provision during the year - net

(41,861)

Ending balance


PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/100 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 10. PERSEDIAAN (lanjutan)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 10. INVENTORIES (continued)

Manajemen berkeyakinan bahwa penyisihan penurunan nilai persediaan telah mencukupi untuk menutup kemungkinan kerugian yang timbul dari penurunan nilai realisasi persediaan.

Management believes that the provision for decline in value of inventories is adequate to cover possible losses that may arise from the decline in realisable value of inventories.

Pada tahun 2012, Grup telah memulihkan penyisihan penurunan nilai sebesar US$9.477 dan telah menjual barang yang disisihkan kepada pelanggan independen dan nilai realisasi bersih yang lebih baik. Jumlah yang dibalik telah dimasukkan dalam beban pokok penjualan di laporan laba-rugi.

In 2012, the Group has reversed the provision for the claim in value amounting to US$9,477 and has sold the goods that were written down to independent customers at a better net realisable value. The amount reversed has been included in cost of goods sold in the profit or loss.

Berdasarkan hasil penelaahan terhadap kondisi fisik dari persediaan material pada akhir tahun, manajemen berkeyakinan bahwa tidak diperlukan adanya penyisihan untuk penurunan nilai persediaan material.

Based on the review of the physical condition of material inventories at the end of the year, management believes that no provision for decline in value of material inventories is required.

Pada bulan April 2012 Perusahaan melalui Pertamina Energy Services Pte., Ltd., Entitas Anak, melakukan pembelian minyak mentah Azeri dari PTT Public Company Limited, Thailand (“PTT”) sejumlah 997.241 barel dengan nilai US$119.669 dengan syarat pembelian Cost and Freight (“CFR”). Dalam perjalanan pengangkutan minyak mentah tersebut, pada tanggal 10 Mei 2012 telah terjadi pembajakan atas kapal tanker beserta kargo muatannya oleh perompak di dekat pulau Masirah, Oman. Sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan konsolidasian ini, perwakilan dari pemilik kapal dan perwakilan dari Grup masih melakukan negosiasi dengan perompak dan belum dicapai suatu kesepakatan untuk penyelesaian atas kasus pembajakan ini.

In April 2012 the Company through Pertamina Energy Services Pte., Ltd., a subsidiary, made a purchase of Azeri crude oil from PTT Public Company Limited, Thailand (“PTT”) in the volume of 997,241 barrels worth US$119,669 on Cost and Freight (“CFR”) purchase terms. During the transporting of the crude oil, on 10 May 2012 the transporting tanker and the cargo were hijacked by pirates in the vicinity of Masirah Island, Oman. Up to the date of the completion of these consolidated financial statements, representative of the tanker owner and the Group were still negotiating with the pirates and no agreement had been arrived at for the settlement of the piracy.

Manajemen tidak membentuk penyisihan penurunan nilai karena berkeyakinan tidak terdapat penurunan nilai secara signifikan dan persediaan minyak mentah tersebut telah diasuransikan dengan jumlah yang cukup.

Management did not make provision for impairment because management believes that there are no significant impairments to the value of crude oil and that crude oil was adequately insured.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011, persediaan telah diasuransikan terhadap risiko kebakaran dan risiko lainnya (Catatan 12). Manajemen berkeyakinan bahwa nilai pertanggungan tersebut cukup untuk menutup kemungkinan kerugian yang dapat timbul terkait dengan persediaan yang diasuransikan.

As of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011, inventories are insured against fire and other risks (Note 12). Management believes that the insurance coverage amount is adequate to cover any possible losses that may arise in relation to the insured inventories.

Persediaan, masing-masing, sebesar US$60.268 dan US$89.759 pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 digunakan sebagai jaminan atas pinjaman jangka panjang Entitas Anak tertentu (Catatan 19a.i).

Inventories amounting to US$60,268 and US$89,759 as of 31 December 2012 and 2011, respectively, used as collateral for certain Subsidiaries long-term loan (Note 19a.i).

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/101 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 11. INVESTASI JANGKA PANJANG

11. LONG-TERM INVESTMENTS 2012

Investasi dalam Medium Term Notes (“MTN”) Aset keuangan tersedia untuk dijual Investasi pada perusahaan asosiasi Properti investasi Aset keuangan lainnya Jumlah Bagian lancar Bagian tidak lancar

(i)



2011*

103,413

220,556

333,667

26,399 310,773 198,101 115,220

27,538 234,900 195,521 57,043

15,907 180,193 196,941 29,597

753,906 (103,413)

735,558 (110,278)

756,305 (111,222)

650,493

625,280

645,083

Investasi dalam Medium Term Notes (MTN)

(i)

Investments in Medium Term Notes (“MTN”) Available-for-sale financial assets Investments in associates Investment property Other financial assets Total Current portion Non-current portion

Investments in Medium Term Notes (MTNs)

Investasi dalam MTN merupakan investasi yang berasal dari restrukturisasi sebagian utang PLN kepada Perusahaan atas pembelian BBM tahun 2006 sampai April 2007. Berdasarkan Perubahan dan Pernyataan Kembali Perjanjian Restrukturisasi Utang, pada tanggal 15 Desember 2008, PLN menerbitkan MTN sejumlah Rp5.000.000 juta kepada Perusahaan yang terbagi dalam 10 seri sertifikat Jumbo masing-masing dengan nilai nominal Rp500.000 juta dengan periode jatuh tempo setiap enam bulan, yaitu setiap tanggal 15 Juni dan 15 Desember terhitung sejak tanggal 15 Juni 2009 sampai dengan tanggal 15 Desember 2013.

The investment in MTNs represents the investment arising from the restructuring of a portion of PLN’s debt to the Company for fuel purchasing from 2006 to April 2007. Based on the Amended and Restated Debt Restructuring Agreement, on 15 December 2008, PLN issued MTNs of Rp5,000,000 million to the Company divided into 10 series of Jumbo certificates with a nominal value of Rp500,000 million each with a maturity every six month period, i.e. on 15 June and 15 December commencing from 15 June 2009 until 15 December 2013.

MTN tersebut dikenakan bunga sebesar suku bunga Sertifikat Bank Indonesia (SBI) 3 (tiga) bulan ditambah 2,5% per tahun.

The MTNs bear interest at the rate of 3 (three) months of Bank Indonesia Certificates (SBI) plus 2.5% per annum.

Pendapatan bunga atas surat utang dan MTN untuk tahun 2012 dan 2011 sebesar US$12.071 dan US$28.540 dicatat sebagai pendapatan keuangan dalam laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian (Catatan 38).

Interest income from promissory notes and MTNs in 2012 and 2011 amounted to US$12,071 and US$28,540, respectively, were recorded as finance income in the consolidated statement of comprehensive income (Note 38).

Manajemen berkeyakinan bahwa tidak ada penurunan nilai MTN, sehingga tidak diperlukan penyisihan penurunan nilai.

Management believes that there is no impairment in the value of the MTNs, and therefore provision for impairment is not needed.





11. INVESTASI JANGKA PANJANG (lanjutan)

11. LONG-TERM INVESTMENTS (continued)

(ii) Aset keuangan tersedia untuk dijual

(ii) Available-for-sale financial assets

Persentase kepemilikan efektif/ Percentage of effective ownership 1 Januari/ January 2012 2011* 2011* Perusahaan - PT Seamless Pipe Indonesia Jaya - PT Patra Dok Dumai a) - PT Pertamit Processing b) - PT Badak NGL c) - PT Karuna d) - PT Arun NGL c) - PT Trans Pacific Petrochemical Indotama - Korea Indonesia Petroleum Co. Ltd., Hongkong b)

Saldo/Balance

2012


2011*

10.4% 100%

10.4% 100%

10.4% -

25,026 11,712

25,026 11,712

25,026 -

20% 55% 55%

20% 55% 8.8% 55%

20% 55% 8.8% 55%

2,400 149 110

2,400 149 135 110

2,400 149 135 110

15%

15%

15%

57

57

57

45%

45%

45%

-

-

-

The Company PT Seamless Pipe Indonesia Jaya PT Patra Dok Dumai a) PT Pertamit Processing b) PT Badak NGL c) PT Karuna d) PT Arun NGLc) PT Trans Pacific Petrochemical Indotama Korea Indonesia Petroleum Co. Ltd., Hongkong b)

39,454

39,589

27,877

Penurunan nilai aset keuangan

(21,150)

(21,150)

(21,150)

Jumlah - Perusahaan

18,304

18,439

6,727

Entitas Anak - PT Asuransi Jiwa Tugu Mandiri - PT Trans Javagas Pipelinea - PT Asuransi Maipark Indonesia - PT Staco Jasapratama Indonesia - PT Patra Bumi Lerep Permai - PT Elnusa Rekabina b)

Impairment of financial assets Total - the Company

11.4%

11.2%

11.2%

6,438

6,733

6,733

10%

10%

10%

951

1,014

1,023

7.7%

7.4%

7.4%

527

601

601

6.5%

4.5%

6.4%

179

751

751

98.8%

23,6% 98.8%

20% 98.8%

-

-

11 61

Subsidiaries PT Asuransi Jiwa Tugu Mandiri PT Trans Javagas Pipelinea PT Asuransi Maipark Indonesia PT Staco Jasapratama Indonesia PT Patra Bumi Lerep Permai PT Elnusa Rekabina b) -

8,095

9,099

9,180


26,399

27,538

15,907

Total

Jumlah - Entitas Anak Jumlah a) Dalam proses likuidasi/In liquidation process b) Tidak aktif/Inactive c) Lihat Catatan 2c/Refer to Note 2c d) Telah dijual/Has been sold







(iii) Investasi pada perusahaan asosiasi Perubahan investasi pada asosiasi adalah sebagai berikut:

Persentase kepemilikan efektif/ Percentage of effective ownership Perusahaan/The Company: - PT Elnusa Tbk. - Pacific Petroleum & Trading Co. Ltd - Korea Indonesia Petroleum Co. Ltd., Labuan

Penyertaan saham tidak langsung pada perusahaan asosiasi/Indirect investments in shares of associates - PT Donggi Senoro LNG - PT Tugu Reasuransi Indonesia PT Asuransi Samsung Tugu e) - PT Patra Bumi Lerep Permai

Saldo awal/ Beginning balance

The movement of investments in associates are as follows:

31 Desember/December 2012 Nilai aset bersih dialihkan (dari)/ke perusahaan asosiasi, pelepasan dan lain-lain/ Bagian Net asset laba/(rugi) transfers bersih/ Penambahan (from)/to Share investasi/ associates, in net Additional disposals income/ investment and others (loss)

85,441

50%

41,673

45%

13,294 140,408

-

708

29%

77,969

80,243

25% 19.5% 23.6%

10,977 5,340 206

635 -

94,492

80,878

234,900

80,878

Persentase kepemilikan efektif/ Percentage of effective ownership


perusahaan

41.1%

Jumlah investasi pada perusahaan asosiasi/Total investments in associates

Perusahaan/The Company: - PT Elnusa Tbk. - Pacific Petroleum & Trading Co. Ltd. - Korea Indonesia Petroleum Co. Ltd., Labuan a) - PT Patra Dok Dumai - Nusantara Gas c) Services Company Inc.

(iii) Investments in associate


-

350

5,891

-

-

1,109

-

358

-

6,762

Dividen/ Dividends -

Saldo akhir/ Ending balance

(5,551)

86,131

(876)

2,573

44,479

(900)

-

12,514

(1,776)

(10,177)

(2,978)

-

148,035

(536) -

221 -

12,024 7,590 -

1,049

(8,455)

(536)

221

167,649

1,757

(1,693)

(2,312)

31 Desember/December 2011* Nilai aset bersih dialihkan (dari)/ke perusahaan asosiasi, pelepasan dan lain-lain/ Bagian Net asset laba/(rugi) transfers bersih/ Penambahan (from)/to Share investasi/ associates, in net Additional disposals income/ investment and others (loss)

88,583

-

-

50%

42,650

-

-

45% 100%

14,446 11,712

-

2,120

-

(2,120)

159,511

-

(13,832)

(11,712)

(2,276)

-

143,124

1,185 537 -

398 857 (206)

41.1%

49%

(238)

Selisih kurs karena penjabaran laporan keuangan dalam mata uang asing/ Differences arising from translation of foreign currency financial statements

(2,757)


Dividen/ Dividends

310,773


(934)

68

85,441

408

(966)

(419)

41,673

198 -

(1,350) -

(1,670)

(3,250)

(351)

13,294 140,408




11. INVESTASI JANGKA PANJANG (lanjutan) (iii) Investasi (lanjutan)

pada

perusahaan


asosiasi

(iii) Investments in associates (continued)

Perubahan investasi pada perusahaan asosiasi adalah sebagai berikut (lanjutan):

Persentase kepemilikan efektif/ Percentage of effective ownership Penyertaan saham tidak langsung pada perusahaan asosiasi/Indirect investments in shares of associates b) - PT Donggi Senoro LNG - PT Tugu Reasuransi Indonesia - PT Asuransi Samsung Tugu c) - PT Yekapepe Usaha Nusa d) - PT Patra Bumi Lerep Permai

Jumlah investasi pada perusahaan asosiasi/ Total - investments in associates


The movement of investments in associates are as follows (continued):

31 Desember/December 2011* Nilai aset bersih dialihkan (dari)/ke perusahaan asosiasi, pelepasan dan lain-lain/ Bagian Net asset laba/(rugi) transfers bersih/ Penambahan (from)/to Share investasi/ associates, in net Additional disposals income/ Dividen/ investment and others (loss) Dividends

29%

7,543

76,837

-

25% 19.5% 0% 23.6%

8,197 4,797 145 -

1,508 195

207 (34) (145) 11

1,133 628 -

20,682

78,540

39

180,193

78,540

(13,793)

(6,411)


-


-

77,969

(68) (51) -

-

10,977 5,340 206

(4,650)

(119)

-

94,492

(6,320)

(3,369)

(351)

234,900

a) Dalam proses likuidasi/In liquidation process b) Kepemilikan saham Pertamina Energy Trading Limited telah dialihkan ke PT Pertamina Hulu Energi/Pertamina Energy Trading Limited interest has been transferred to PT Pertamina Hulu Energi c) Telah dilikuidasi/Has been liquidated d) Reklasifikasi dari investasi tersedia untuk dijual/Reclassified from available-for-sale investments e) Telah dijual di bulan Juli 2012/Has been sold in July 2012

Berdasarkan penelaahan manajemen Grup, tidak terdapat kejadian-kejadian atau perubahan-perubahan keadaan yang mengindikasikan adanya penurunan nilai investasi dalam saham pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011. Tahun/Year

Negara berdiri/ Country of Incorporation

Based on the Group’s management review, there were no events or changes in circumstances which indicated an impairment in the value of investments in shares of stock as of 31 December 2012 and 2011.

Aset/ Assets

Liabilitas/ Liabilities

Pendapatan/ Revenues

Laba/(rugi)/ Profit/(loss)

% Kepemilikan efektif/ % Effective ownership

2012 - PT Elnusa Tbk. - Pacific Petroleum & Trading Co. Ltd. - Korea Indonesia Petroleum Co. Ltd., Labuan - PT Donggi Senoro LNG - PT Tugu Reasuransi Indonesia - PT Asuransi Samsung Tugu

Indonesia

447,611

Jepang/Japan

(236,150)

512,604

13,110

41.1%

164,128

(75,168)

680,174

2,219

50%

Malaysia Indonesia

98,148 1,507,926

(70,340) (997,458)

70,351 -

(530) (34,613)

45% 29%

Indonesia Indonesia

98,836 34,030

(74,637) (19,786)

63,435 8,962

4,881 1,790

25% 19.5%

(5,463)

41.1%

2011 - PT Elnusa Tbk. - Pacific Petroleum & Trading Co. Ltd. - Korea Indonesia Petroleum Co. Ltd., Labuan - PT Donggi Senoro LNG - PT Tugu Reasuransi Indonesia - PT Asuransi Samsung Tugu a) - PT Yekapepe Usaha Nusa b) - PT Patra Bumi Lerep Permai

Indonesia

475,111

(266,287)

523,850

Jepang/Japan

138,420

(50,042)

775,977

Malaysia Indonesia

101,430 770,621

(71,087) (501,761)

645,344 -

225 (21,629)

45% 29%

Indonesia Indonesia Indonesia Indonesia

61,549 23,843 353 891

(42,862) (10,670) (37) (22)

47,882 6,260 16

4,230 1,987 (151) (78)

25% 19.5% 38% 23.6%

a) Telah dilikuidasi/Has been liquidated b) Telah dijual di bulan Juli 2012/Has been sold in July 2012

817

50%





(iv) Properti investasi

(iv) Investments in property


31 Desember/December 2012 Pengalihan/ Reklasifikasi/ Transfers/ Penambahan/ Pengurangan/ ReclassiAdditions Deductions fications

Saldo/ akhir Ending balance

Biaya historis: Tanah dan hak atas tanah Bangunan

185,686 23,704

-

(516) (48)

3,587 605

188,757 24,261

Historical cost: Land and landrights Buildings

Jumlah biaya historis

209,390

-

(564)

4,192

213,018

Total historical cost

Akumulasi penyusutan Bangunan

(13,869)

(389)

44

(703)

(14,917)

Accumulated depreciation Buildings

Nilai buku bersih

195,521

198,101

Net book value


31 Desember/December 2011* Pengalihan/ Reklasifikasi/ Transfers/ Penambahan/ Pengurangan/ ReclassiAdditions Deductions fications

Saldo/ akhir Ending balance

Biaya historis: Tanah dan hak atas tanah Bangunan

185,686 23,803

-

-

(99)

185,686 23,704

Jumlah biaya historis

209,489

-

-

(99)

209,390

Akumulasi penyusutan Bangunan

(12,548)

Nilai buku bersih

196,941

(909)

-

(412)

(13,869) 195,521

Historical cost: Land and landrights Buildings Total historical cost Accumulated depreciation Buildings Net book value

Penambahan pada akumulasi penyusutan untuk periode yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dalam kaitannya dengan properti investasi masing-masing adalah US$389 dan US$909 (Catatan 37).

The additions to accumulated depreciation for the periods ended 31 December 2012 and 2011 in respect of such investment property amounted to US$389 and US$909, respectively (Note 37).

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011, seluruh aset properti investasi, kecuali tanah dan hak atas tanah milik Grup telah diasuransikan terhadap risiko kebakaran dan risiko lain yang mungkin terjadi (Catatan 12).

As of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011, all of the Group’s investments property, except land and landrights, are insured against fire and other possible risks (Note 12).

Nilai wajar dari properti investasi dihitung berdasarkan nilai jual objek pajak pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 masing masing adalah US$555.455 dan US$510.329.

The fair value of investment property calculated based on taxable sale value as of 31 December 2012 and 2011 amounted to US$555,455 and US$510,329, respectively.

Pendapatan sewa dari properti investasi untuk tahun 2012 dan 2011, masing-masing adalah US$10.072 dan US$10.665.

Rental income from investment property recognised in 2012 and 2011 amounted to US$10,072 and US$10,665, respectively.

Berdasarkan penelaahan oleh manajemen Grup, tidak terdapat kejadian-kejadian atau perubahan-perubahan keadaan yang mengindikasikan adanya penurunan nilai properti investasi pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011.

Based on the Group’s management review, there were no events or changes in circumstances which indicate an impairment in the value of investments in property as at 31 December 2012 and 2011.

Tanah dan bangunan milik Entitas Anak yang berlokasi di Kebon Sirih, Jakarta, dijadikan jaminan utang bank Entitas Anak.

Land and buildings owned by a Subsidiary located in Kebon Sirih, Jakarta, is used as collateral for a Subsidiary bank loan.







(v) Investasi keuangan lainnya

(v) Other financial assets

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011, investasi keuangan lainnya merupakan efek obligasi milik PT Tugu Pratama Indonesia. 12. ASET TETAP

12. FIXED ASSETS

Saldo awal/ Begining balance Harga perolehan: Tanah dan hak atas tanah Tangki, instalasi pipa dan peralatan lainnya Kilang Bangunan Kapal laut dan pesawat terbang HBM bergerak Aset dalam penyelesaian

Aset sewa pembiayaan: Hak atas tanah Bangunan Tangki, instalasi pipa dan peralatan lainnya Kapal laut dan pesawat terbang HBM bergerak

Jumlah harga perolehan Akumulasi penyusutan: Hak atas tanah Tangki, instalasi pipa dan peralatan lainnya Kilang Bangunan Kapal laut dan pesawat terbang HBM bergerak


Jumlah akumulasi penyusutan Penyisihan penurunan nilai Nilai buku bersih

As of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011, other financial assets represent bond securities owned by PT Tugu Pratama Indonesia.

Penambahan/ Additions

31 Desember/December 2012 Pengalihan/ Reklasifikasi/ Transfers/ Pengurangan/ ReclassiDeductions fications

1,216,176

4,612

(3,504)

3,689,510 3,168,532 569,884 1,152,493 645,305 1,203,344

55,240 6,909 9,510 13,501 109,276 650,528

(246) (33,364) (32) (51,633) (6,952) (13,210)

11,645,244

849,576

(108,941)

33,413 67,628

3,210 5,324

238,395 6,052 263,089

15,028 20,227

(25)

6,179


Penjabaran/ Translation

(4,965)

1,218,498

61,874 6,812 20,752 236,854 50,588 (458,253)

(30) (5,784) (3,563) (1,021) (1,074)

3,806,378 3,148,859 594,330 1,347,652 797,196 1,381,335

(75,194)

(16,437)

12,294,248

(6,052) (3,323)

294 387

Finance lease assets: Landrights Buildings Tanks, pipeline installations 253,423 and other equipment Ships and aircraft 280,355 Moveable assets 36,917 72,952

608,577

43,789

(25)

(9,375)

12,253,821

893,365

(108,966)

(84,569)

(167)

(48)

-

(1,935,439) (1,255,925) (263,580) (462,965) (364,734)

(177,204) (181,509) (30,079) (46,473) (54,034)

139 20,254 23 47,395 3,143

21,972 6,346 2,504 8,044 (28,095)

2,783 876 850

Accumulated depreciation: (177) Landrights Tanks, pipeline installations (2,090,532) and other equipment (1,410,834) Refineries (288,349) Buildings (453,123) Ships and aircraft (442,870) Moveable assets

(4,282,810)

(489,347)

70,954

10,809

4,509

(4,685,885)

(8,360) (12,389)

(5,869) (10,175)

-

-

-

(56,495) (2,118) (99,979)

(18,004) (29,595)

-

2,118 1,265

(139)

Finance lease assets: Landrights Buildings Tanks, pipeline installations (74,499) and other equipment Ships and aircraft (128,448) Moveable assets

(179,341)

(63,643)

-

3,383

(139)

(239,740)

(4,462,151)

(552,990)

70,954

14,192

4,370

(4,925,625)

Total accumulated depreciation

-

21,850

-

(39,677)


7,972,593

Net book value

(61,527) 7,730,143

-

38

681

Acquisition cost: Land and landrights Tanks, pipeline installations and other equipment Refineries Buildings Ships and aircraft Moveable assets Assets under construction

(15,756)

-

643,647 12,937,895

Total acquisition cost

(14,229) (22,564)



12. ASET TETAP (lanjutan)

12. FIXED ASSETS (continued)

Saldo awal/ Begining balance Harga perolehan: Tanah dan hak atas tanah Tangki, instalasi pipa dan peralatan lainnya Kilang Bangunan Kapal laut dan pesawat terbang HBM bergerak Aset dalam penyelesaian


Jumlah harga perolehan Akumulasi penyusutan: Hak atas tanah Tangki, instalasi pipa dan peralatan lainnya Kilang Bangunan Kapal laut dan pesawat terbang HBM bergerak


Jumlah akumulasi penyusutan Penyisihan penurunan nilai Nilai buku bersih


31 Desember/December 2011* Pengalihan/ Reklasifikasi/ Transfers/ Pengurangan/ ReclassiPenjabaran/ Deductions fications Translation

1,146,964

69,820

(4,046)

3,615,057 3,097,250 537,554 672,183 493,316 1,192,211

83,679 65,291 31,099 55,469 90,537 578,214

(750) (298) (1,396) (6,630) (32,807)

10,754,535

974,109

(45,927)

27,317 54,808

6,390 12,820

-

195,443 6,052 216,493

42,952 48,203

-

(1,519)

(88)

500,113

110,365

-

(1,519)

(382)

11,254,648

1,084,474

(337)

1,216,176

55,367 6,499 4,859 421,207 (163) (533,916)

(63,843) (508) (3,330) 5,030 68,245 (358)

3,689,510 3,168,532 569,884 1,152,493 645,305 1,203,344

(42,372)

4,899

11,645,244

-

(45,927)

(294) -

(43,891)

4,517

(130)

(20)

-

-

(17)

(1,817,593) (1,065,710) (236,643) (418,956) (276,579)

(179,700) (193,011) (30,175) (39,556) (47,093)

509 190 671 5,577

7,718 2,796 304 121 10,467

53,627 2,744 (5,245) (57,106)

(3,815,611)

(489,555)

6,947

21,406

(5,997)

(5,689) (8,431)

(2,671) (3,958)

-

-

-

(39,334) (1,513) (68,207)

(17,161) (605) (32,597)

-

605

220

(123,174)

(56,992)

-

605

(3,938,785)

(546,547)

6,947

22,011

-

5,264

(66,791)

-

220 (5,777) -

7,249,072

Beban penyusutan dialokasikan sebagai berikut:

Beban pokok penjualan (Catatan 32) Beban usaha dari aktivitas lainnya (Catatan 35) Beban penjualan dan pemasaran (Catatan 36) Beban umum dan administrasi (Catatan 37)

Acquisition cost: Land and landrights Tanks, pipeline installations and other equipment Refineries Buildings Ships and aircraft Moveable assets Assets under construction

Finance lease assets: Landrights Buildings Tanks, pipeline installations 238,395 and other equipment 6,052 Ships and aircraft 263,089 Moveable assets 33,413 67,628

608,577 12,253,821


Accumulated depreciation: (167) Landrights Tanks, pipeline installations (1,935,439) and other equipment (1,255,925) Refineries (263,580) Buildings (462,965) Ships and aircraft (364,734) Moveable assets (4,282,810) Finance lease assets: Landrights Buildings Tanks, pipeline installations (56,495) and other equipment (2,118) Ships and aircraft (99,979) Moveable assets (8,360) (12,389)

(179,341) (4,462,151)

Total accumulated depreciation

(61,527)


7,730,143

Net book value

The allocation of depreciation expense is as follows:

2012


3,775


2011*

319,065

324,083

38,541

60,179

158,920

147,521

36,464

14,764

552,990

546,547

Cost of goods sold (Note 32) Other operating activities expenses (Note 35) Selling and marketing expenses (Note 36) General and administrative expenses (Note 37)


PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/108 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 12. ASET TETAP (lanjutan)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 12. FIXED ASSETS (continued)

Pada tanggal 31 Desember 2012, Grup memiliki beberapa bidang tanah yang terletak di berbagai lokasi di Indonesia dengan Hak Guna Bangunan (HGB) berkisar antara 20 - 30 tahun. Beberapa HGB telah habis atau akan habis masa berlakunya dalam waktu dekat. Manajemen berpendapat bahwa sertifikat HGB tersebut dapat diperpanjang pada saat jatuh tempo.

As of 31 December 2012, the Group owned parcels of land at various locations in Indonesia with Building Use Rights (HGB) ranging from 20 to 30 years. Some of the HGBs have expired or are near their expiration dates. Management believes that those HGB certificates can be extended upon their expiration.

Pada awal penerapan ISAK 25, Grup mereklasifikasi sisa saldo hak atas tanah yang belum diamortisasi yang tercatat dalam aset lainlain terkait dengan biaya pengurusan legal untuk memperoleh hak atas tanah ke jumlah tercatat tanah.

On initial adoption of IFAS 25, the Group reclassified the remaining unamortised balance of landrights included in other assets related to initial legal costs paid to obtain land use rights to the carrying amount of land.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, persediaan, properti investasi, aset tetap, aset minyak, dan gas serta panas bumi dari Grup, kecuali tanah dan hak atas tanah, telah diasuransikan terhadap risiko kebakaran dan risiko lain yang mungkin terjadi dengan jumlah pertanggungan masing-masing sebesar US$30.408.507 dan US$31.696.455.

As of 31 December 2012 and 2011, the Group’s inventories, investment property, fixed assets, and oil and gas and geothermal properties, except for land and landrights, are insured against fire and other possible risks for a total insurance coverage of US$30,408,507 and US$31,696,455, respectively.

Manajemen berkeyakinan bahwa nilai pertanggungan tersebut cukup untuk menutup kemungkinan kerugian yang timbul terkait dengan aset yang diasuransikan.

Management believes that the insurance coverage amount is adequate to cover any possible losses that may arise in relation to the insured assets.

Beberapa aset tetap digunakan sebagai jaminan atas pinjaman utang jangka panjang oleh Entitas Anak (Catatan 19.a.i).

Certain fixed assets are pledged as collateral for Subsidiaries’ long-term loans (Note 19.a.i).

Bunga dikapitalisasi sebagai bagian dari aset tetap masing-masing sebesar US$21.269 dan US$16.076 pada tahun 2012 dan 2011. Tingkat kapitalisasi rata-rata untuk periode yang berakhir pada 31 Desember 2012 dan 2011 adalah masingmasing sebesar 4,69% dan 3,74%.

Interest capitalised as part of the fixed assets amounted to US$21,269 and US$16,076 in 2012 and 2011, respectively. The average capitalisation rate for the period ended 31 December 2012 and 2011 was 4.69% and 3.74%, respectively.

Manajemen berkeyakinan bahwa penyisihan penurunan nilai aset tetap pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 serta 1 Januari 2011 cukup untuk menutup kemungkinan kerugian penurunan nilai aset tetap.

Management believes that the provision of impairment in the value of the fixed assets as of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011 is adequate to cover any possible losses on the impairment of fixed assets.

Aset dalam penyelesaian pada tanggal 31 Desember 2012 terdiri dari kilang, instalasi dan aset bergerak yang sedang dibangun di Indonesia dan kapal laut di luar negeri.

Assets under construction at 31 December 2012 consist of refinery, installation and moveable assets under constructions in Indonesia and vessels in overseas locations.

Termasuk aset dalam penyelesaian adalah RCC Off Gas to Propylene Project (“ROPP”) kilang Balongan senilai US$309.273. Produksi pertama propylene telah dilakukan pada tanggal 16 Januari 2013 dan dilanjutkan dengan pelaksanaan performance test sebagai prasyarat untuk operational acceptance. Sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan konsolidasian, proyek ini sedang dalam tahap start up dan commissioning.

Included in the assets under construction is the RCC Off Gas to Propylene Project (“ROPP”) Balongan refinery with total value of US$309,273. The first drop of propylene was achieved on 16 January 2013 and the project continued with the performance test as a precondition for the operational acceptance. As of the completion date of these consolidated financial statements, the project is in the start up and commissioning phase.



13. ASET MINYAK DAN GAS SERTA PANAS BUMI

13. OIL & GAS AND GEOTHERMAL PROPERTIES

31 Desember/December 2012

Saldo awal/ Begining balance


Pengalihan/ Reklasifikasi/ Transfers/ Pengurangan/ Reclassia Deductions fications



Harga perolehan: Tanah dan hak atas tanah Sumur minyak dan gas Sumur panas bumi Instalasi Pabrik LPG Bangunan HBM bergerak

8,692 4,847,721 115,795 1,152,786 16,878 38,497 96,340

2,450 803,616 29,897 366 -

(5,835) -

1,048 696,505 110,423 270,700 20,492 31,185

-

12,190 6,342,007 226,218 1,453,383 16,878 59,355 127,525

Acquisition cost: Land and land rights Oil and gas wells Geothermal wells Installations LPG plants Buildings Moveable assets

Sub jumlah

6,276,709

836,329

(5,835)

1,130,353

-

8,237,556

Subtotal

840,109 644,680

356,695 1,370,722

(131,376) (54,815)

(384,049) (783,159)

-

681,379 1,177,428

Assets under construction Exploratory wells and evaluation Development wells

1,484,789

1,727,417

(186,191)

(1,167,208)

-

1,858,807

Subtotal

Aset sewa pembiayaan: Instalasi Pabrik LPG Bangunan HBM bergerak

311,511 44,675 59,364 17,572

-

-

-

-

311,511 44,675 59,364 17,572

Finance lease assets: Installations LPG plants Buildings Moveable assets

Sub jumlah

433,122

-

-

-

-

433,122

Subtotal

8,194,620

2,563,746

-

10,529,485


Aset dalam penyelesaian Sumur eksplorasi dan evaluasi Sumur pengembangan Sub jumlah

Jumlah harga perolehan

(192,026)

(36,855)

Akumulasi penyusutan, deplesi dan amortisasi: Sumur minyak dan gas Sumur panas bumi Instalasi Pabrik LPG Bangunan HBM bergerak

(1,489,210) (61,624) (672,486) (4,510) (11,153) (52,104)

(374,080) (10,698) (97,093) (695) (3,446) (4,024)

(39,791) -

57,631 -

-

Accumulated depreciation depletion and amortisation: (1,845,450) Oil and gas wells (72,322) Geothermal wells (769,579) Installations (5,205) LPG plants (14,599) Buildings (56,128) Moveable assets

Sub jumlah

(2,291,087)

(490,036)

(39,791)

57,631

-

(2,763,283)

Subtotal


(236,894) (39,879) (52,805) (12,972)

(5,249) (21,362) (1,078) (633)

-

-

-

(242,143) (61,241) (53,883) (13,605)


Sub jumlah

(342,550)

(28,322)

-

-

-

(370,872)

Subtotal

Jumlah akumulasi penyusutan, deplesi dan amortisasi Penyisihan penurunan nilai Nilai buku bersih

(2,633,637) (188,990)

(518,358) -

(39,791)

57,631

-

(3,134,155)

Total accumulated depreciation,depletion and amortisation

185,154

-

-

(3,836)


7,391,494

Net book value

5,371,993

a) Pengurangan termasuk pemulihan penurunan nilai pada blok SK 305 sebesar US$108.760 (Penyisihan sebesar US$185.154 termasuk dengan dryhole dan penyusutan, deplesi dan amortisasi sebesar US$76.394).

a)

The deduction include the reversal of SK 305 block amounted to US$108,760 (Provision amounting to US$185,154 includes dryhole and depreciation, depletion and amortisation amounting US$76,394).



13. ASET MINYAK DAN GAS SERTA PANAS BUMI (lanjutan)

13. OIL & GAS AND GEOTHERMAL PROPERTIES (continued)

31 Desember/December 2011*

Saldo awal/ Begining balance

Penambahan/ b) Additions

Pengalihan/ Reklasifikasi/ Transfers/ Pengurangan/ ReclassiDeduction fications



Harga perolehan: Tanah dan hak atas tanah Sumur minyak dan gas Sumur panas bumi Instalasi Pabrik LPG Bangunan HBM bergerak

7,417 3,952,912 87,210 978,208 16,878 28,770 70,158

436 301,546 2,583 1,700 12,664

-

839 593,263 28,585 171,995 8,027 13,518

-

8,692 4,847,721 115,795 1,152,786 16,878 38,497 96,340

Sub jumlah

5,141,553

318,929

-

816,227

-

6,276,709

Subtotal

Aset dalam penyelesaian Sumur eksplorasi dan evaluasi Sumur pengembangan

Acquisition cost: Land and land rights Oil and gas wells Geothermal wells Installations LPG plants Buildings Moveable assets

838,193 348,943

490,530 673,761

(140,518) 102,402

(348,096) (480,426)

-

840,109 644,680

Assets under construction Exploratory wells and evaluation Development wells

1,187,136

1,164,291

(38,116)

(828,522)

-

1,484,789

Subtotal


311,511 44,675 59,364 17,572

-

-

-

-

311,511 44,675 59,364 17,572


Sub jumlah

433,122

-

-

-

-

433,122

Subtotal

6,761,811

1,483,220

-

8,194,620


Akumulasi penyusutan, deplesi dan amortisasi: Sumur minyak dan gas Sumur panas bumi Instalasi Pabrik LPG Bangunan HBM bergerak

(1,240,728) (55,153) (588,872) (3,815) (8,139) (42,232)

(248,482) (6,471) (83,614) (695) (3,014) (9,872)

-

-

-

Accumulated depreciation depletion and amortisation: (1,489,210) Oil and gas wells (61,624) Geothermal wells (672,486) Installations (4,510) LPG plants (11,153) Buildings (52,104) Moveable assets

Sub jumlah

(1,938,939)

(352,148)

-

-

-

(2,291,087)

Subtotal


(230,738) (29,093) (51,559) (12,014)

(6,156) (10,786) (1,246) (958)

-

-

-

(236,894) (39,879) (52,805) (12,972)


Sub jumlah

(323,404)

(19,146)

-

-

-

(342,550)

Subtotal

(2,262,343)

(371,294)

-

-

(2,633,637)

Total accumulated depreciation, depletion and amortisation

(188,990)

-

-

(188,990)


5,371,993

Net book value

Sub jumlah

Jumlah harga perolehan

Jumlah akumulasi penyusutan, deplesi dan amortisasi Penyisihan penurunan nilai Nilai buku bersih

-

(12,295)

-

4,499,468

b) Penambahan termasuk kenaikan aset bersih PT PHE West Madura di Blok West Madura Offshore sesuai kenaikan participating interest-nya dengan nilai perolehan dan akumulasi penyusutan masing-masing sebesar US$77.549 dan US$54.498.


(38,116)

b)

The additions include the increase of PT PHE West Madura’s net assets in West Madura Offshore Block, which proportionally with the increase of its participating interest, involving an acquisition cost and accumulated depreciation amounting to US$77,549 and US$54,498, respectively.


PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/111 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 13. ASET MINYAK DAN GAS SERTA PANAS BUMI (lanjutan)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 13. OIL & GAS AND GEOTHERMAL PROPERTIES (continued)

Penurunan nilai aset minyak dan gas bumi di tahun 2011

Impairment of oil and gas properties in year 2011

Manajemen melakukan pengujian penurunan nilai di 2011 karena terdapat indikasi penurunan nilai di beberapa blok KKS dan blok minyak dan gas bumi di luar negeri. Pembebanan penurunan nilai terjadi di blok SK-305 (Malaysia) dan blok KKS South Jambi setelah manajemen mengevaluasi aspek komersial dan teknikal berdasarkan hasil dari eksplorasi terkini.

Management performed impairment testing in 2011 due to indication of impairment in certain PSC blocks and overseas oil and gas blocks. The impairment charge arose in SK-305 block (Malaysia) and South Jambi PSC block following management technical and commercial evaluations based on the result of recent exploration.

Jumlah terpulihkan dan nilai buku aset minyak dan gas bumi pada tanggal 31 Desember 2011 adalah sebagai berikut:

Recoverable and book value of oil and gas properties as at 31 December 2011 are as follows: Jumlah terpulihkan/ Recoverable value

Nilai buku/ Book value

Pembebanan penurunan nilai/ Impairment charge

PHE South Jambi SK 305

-

3,630 185,360

3,630 185,360

Total

-

188,990

188,990

Jumlah terpulihkan dari blok minyak dan gas bumi tersebut ditentukan berdasarkan perhitungan nilai pakai. Perhitungan tersebut mengunakan proyeksi arus kas sebelum pajak berdasarkan anggaran keuangan yang disetujui oleh manajemen yang meliputi seluruh cadangan minyak dan gas bumi yang dimiliki oleh Entitas Anak tersebut.

The recoverable amounts of those oil and gas blocks are determined based on value-in-use calculation. Those calculations use pre-tax cash flow projections based on financial budgets approved by management covering the oil and gas reserves owned by the Subsidiaries.

Asumsi yang digunakan untuk perhitungan nilai pakai sebagai dasar pengujian tahun 2011 adalah sebagai berikut:

Key assumptions used for value-in-use calculation as the basis of impairment test in 2011 are as follows: Harga minyak/ Oil price Per barrel (US$) (nilai penuh/ full amount)

PHE South Jambi SK 305

90 90

Harga gas bumi/ Gas price per bcf (US$) (nilai penuh/ full amount) 12 0.63

Tingkat diskonto/ Discount rate (%) 9.89 11.58

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/112 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 13. ASET MINYAK DAN GAS SERTA PANAS BUMI (lanjutan)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 13. OIL & GAS AND GEOTHERMAL PROPERTIES (continued)

Pemulihan nilai aset minyak dan gas bumi di tahun 2012

Recovery of oil and gas properties in year 2012

Selama tahun 2012, Grup melakukan negosiasi atas harga jual gas dari blok SK-305 (Malaysia). Sampai dengan 31 Desember 2012, kesepakatan harga gas yang ditawarkan oleh Petronas, selaku regulator di Malaysia, adalah 0,16xHSFO (High Sulfur Fuel Oil). Berdasarkan informasi tersebut, manajemen melakukan pemulihan nilai.

During 2012, the Group negotiated a gas sales price for SK-305 block (Malaysia). Up to 31 December 2012, the gas price offered by Petronas, as the regulator in Malaysia, is 0.16xHSFO (High Sulfur Fuel Oil). Based on this information, management reversed the provision for impairment.

Jumlah terpulihkan dan nilai buku aset minyak dan gas bumi pada tanggal 31 Desember 2012 adalah sebagai berikut:

Recoverable and book values of oil and gas properties as at 31 December 2012 are as follows: Jumlah terpulihkan/ Recoverable value

Pemulihan nilai/ Recovery value

Nilai buku/ Book value

SK 305

108,760

-

108,760

Total

108,760

-

108,760

Jumlah terpulihkan dari blok minyak dan gas bumi tersebut ditentukan berdasarkan perhitungan nilai wajar dikurangi biaya untuk menjual yang memberikan nilai lebih tinggi dibandingkan dengan perhitungan nilai pakai.

The recoverable amounts of those oil and gas blocks are determined based on the fair value less cost to sale calculation, which provides higher values than the value-in-use calculation.

Asumsi yang digunakan untuk perhitungan nilai wajar dikurangi biaya untuk menjual sebagai dasar pengujian tahun 2012 adalah sebagai berikut:

Key assumptions used for the fair value less cost to sales calculation as the basis of reversal of impairment tested in 2012 are as follows: Harga minyak/ Oil price Per barrel (US$) (nilai penuh/ full amount)

SK 305

Manajemen menentukan harga minyak berdasarkan kepada ekspektasi perkembangan pasar dan harga gas berdasarkan harga yang ditawarkan Petronas. Tingkat diskonto yang digunakan adalah menunjukkan risiko industri minyak dan gas bumi yang relevan.

100

Harga gas bumi/ Gas price per bcf (US$) (nilai penuh/ full amount) 2.89

Tingkat diskonto/ Discount rate (%) 7.40

Management determined the oil price based on its expectation of market developments and the gas price based on the price offered by Petronas. The discount rate used reflects risk relating to the relevant oil and gas industry.



13. ASET MINYAK DAN GAS SERTA PANAS BUMI (lanjutan) Beban penyusutan, deplesi dialokasikan sebagai berikut:

dan

13. OIL & GAS AND GEOTHERMAL PROPERTIES (continued)

amortisasi

The allocation of depreciation, amortisation expense is as follows:

2012 Beban produksi hulu dan liftings (Catatan 33) Beban umum dan administrasi (Catatan 37)

depletion

and

2011*

517,807

349,979

551

21,315

518,358

371,294

Upstream production and lifting costs (Note 33) General and administrative expenses (Note 37)

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 seluruh aset minyak dan gas serta panas bumi, kecuali tanah dan hak atas tanah, milik Perusahaan, PT Pertamina EP dan PGE telah diasuransikan terhadap risiko kebakaran dan risiko lain yang mungkin terjadi (Catatan 12).

As of 31 December 2012 and 2011 all of the Company’s, PT Pertamina EP’s and PGE’s oil & gas and geothermal properties, except land and landrights, are insured against fire and other possible risks (Note 12).

Manajemen berkeyakinan bahwa nilai pertanggungan tersebut cukup untuk menutup kemungkinan kerugian yang timbul terkait dengan aset minyak dan gas serta panas bumi yang diasuransikan.

Management believes that the insurance coverage amount is adequate to cover any possible losses that may arise in relation to the insured oil & gas and geothermal properties.

Bunga dikapitalisasi sebagai bagian dari aset minyak dan gas serta panas bumi masing-masing sebesar US$27.325 dan US$9.780 pada tahun 2012 dan 2011. Tingkat kapitalisasi rata-rata untuk tahun yang berakhir pada 31 Desember 2012 dan 2011 adalah masing-masing sebesar 4,69% dan 3,74%.

Interest capitalised as part of the oil & gas and geothermal properties amounted to US$27,325 and US$9,780 in 2012 and 2011, respectively. The average capitalisation rates for the years ended 31 December 2012 and 2011 were 4.69% and 3.74%, respectively.

Aset dalam penyelesaian pada tanggal 31 Desember 2012 terdiri dari sumur panas bumi dan instalasi baru yang sedang dibangun di Indonesia.

Assets under construction as at 31 December 2012 mainly comprise new geothermal wells and installations being constructed in Indonesia.

14. ASET LAIN-LAIN

14. OTHER ASSETS 2012

Piutang lain-lain - pihak yang berelasi (Catatan 41b) Goodwill Piutang pegawai jangka panjang Aset Non-Free dan Non-Clear Kas yang dibatasi penggunaannya Beban tangguhan Piutang usaha - pihak yang berelasi (Catatan 41a) Lain-lain


2011*

1 Januari/ January 2011 *

71,195 57,875

163,630 57,875

58,559 57,875

32,548

29,608

28,700

26,162 23,368 14,090

26,156 13,956 19,537

26,156 5,966 17,194

57,440

64,436

39,526 57,378

282,678

375,198

291,354

Other receivablesrelated parties (Note 41b) Goodwill Long-term employee receivables Non-Free and Non-Clear assets Restricted cash Deferred charges Trade receivables related parties (Note 41a) Others




14. ASET LAIN-LAIN (lanjutan) a.

14. OTHER ASSETS (continued)

Goodwill

a. 2012

ONWJ PHE Tuban

Goodwill 1 Januari/ January 2011*

2011*

53,337 4,538

53,337 4,538

53,337 4,538

57,875

57,875

57,875

ONWJ PHE Tuban

Saldo goodwill berasal dari akuisisi PHE atas PT PHE Tuban (dahulu PT Medco E&P Tuban) pada tahun 2008 dan ONWJ Ltd. (dahulu BP West Java Ltd.) pada tahun 2009.

The balance of goodwill arose from the PHE’s acquisitions of PT PHE Tuban (formerly PT Medco E&P Tuban) in 2008 and ONWJ Ltd. (formerly BP West Java Ltd.) in 2009.

Goodwill dialokasikan atas Unit Penghasil Kas Perusahaan (“CGU”) yang diidentifikasi berdasarkan blok KKS.

The goodwill is allocated to the Company’s Cash-Generating Unit (“CGU”) identified according to PSC blocks.

Jumlah terpulihkan dari blok minyak dan gas bumi tersebut ditentukan berdasarkan perhitungan nilai wajar dikurangi biaya untuk menjual yang memberikan nilai lebih tinggi dibandingkan dengan perhitungan nilai pakai.

The recoverable amounts of those oil and gas blocks are determined based on the fair value less cost to sale calculation, which provides higher values than the value-in use calculation.

Asumsi yang digunakan untuk perhitungan nilai pakai sebagai dasar pengujian penurunan nilai goodwill tahun 2012 adalah sebagai berikut:

Key assumptions used for the value-in-use calculation as the basis of the impairment test for goodwill in 2012 are as follows:

ONWJ PHE Tuban

Harga minyak/ Oil price (US$)

Harga gas bumi/ Gas price (US$)

Tingkat diskonto/ Discount rate (%)

100 100

7.8 5.55

7.40 7.40

ONWJ PHE Tuban

Manajemen menentukan harga minyak berdasarkan kepada ekspektasi perkembangan pasar dan harga gas berdasarkan kepada kontrak penjualan gas bumi. Tingkat diskonto yang digunakan adalah menunjukkan risiko industri minyak dan gas bumi yang relevan. Selanjutnya, manajemen berkeyakinan bahwa KKS-KKS ini akan diperpanjang masa kontraknya oleh Pemerintah.

Management determined the oil price based on its expectations of market development, and the gas price based on the gas sales contract. The discount rate used reflects risk relating to the relevant oil and gas industry. In addition, management believes that these PSCs will be extended by the Government.

Manajemen yakin berdasarkan pengujian penurunan nilai, tidak ada penurunan nilai goodwill yang diperlukan.

Management believes based on impairment testing, no impairment on goodwill is necessary.





14. ASET LAIN-LAIN (lanjutan) b.

14. OTHER ASSETS (continued)

Aset Non-Free dan Non-Clear - bersih

b.

2012 Aset Non-Free dan Non-Clear Penyisihan penurunan nilai

c.

Non-Free and Non-Clear assets - net 1 Januari/ January 2011*

2011*

151,552 (125,390)

151,546 (125,390)

151,554 (125,398)

26,162

26,156

26,156

Non-Free and NonClear assets Provision for impairment

Aset Non-Free dan Non-Clear merupakan tanah yang berlokasi di Plumpang, Jakarta dan aset di daerah lainnya yang sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan konsolidasian, dokumentasi dan hak Perusahaan atas aset-aset ini masih dalam proses hukum dan penyelesaian agar aset tersebut dapat sepenuhnya digunakan oleh Perusahaan.

Non-Free and Non-Clear assets represent land located in Plumpang, Jakarta and certain assets located in other areas where, as of the date of the completion of these consolidated financial statements, the documentation and rights of the Company are still subject to completion of the legal and settlement processes to allow the Company to fully utilise such assets.

Perusahaan mengakui penyisihan penurunan nilai untuk mengurangi nilai dari aset-aset tersebut menjadi nilai terpulihkan. Manajemen berkeyakinan bahwa penyisihan penurunan nilai tersebut telah mencukupi.

The Company has recognised a provision for impairment to reduce the value of such assets to their recoverable amount. Management believes that the provision for impairment is adequate.

Kas yang dibatasi penggunaannya

c.

2012 Rekening Dolar AS: Entitas berelasi dengan Pemerintah - Bank Mandiri - BNI - BRI

Rekening Rupiah: Entitas berelasi dengan Pemerintah - BNI - Bank Mandiri


2011*

US Dollar accounts:

14,535 7,179 1,654

7,800 4,956 -

3,467 50 1,590

23,368

12,756

5,107

Government-related entities Bank Mandiri BNI BRI -

Rupiah accounts:

-

1,200 -

859

-

1,200

859

23,368

13,956

5,966

Kas yang dibatasi penggunaannya pada BNI, BRI dan Bank Mandiri merupakan deposito berjangka yang digunakan sebagai jaminan berkenaan dengan bank garansi yang diterbitkan untuk time charter parties, kontrak unit pengeboran darat, kontrak sewa pesawat, pembiayaan pembangunan kapal dan terkait pelaksanaan program kerja oleh PHE West Madura. * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

Restricted cash

Government-related entities BNI Bank Mandiri -

Restricted cash at BNI, BRI and Bank Mandiri represents time deposits which are used as bank guarantees for time charter parties, land drilling contract units, aircraft charter contracts, financing of vessel construction and the work program to be carried out by PHE West Madura.




15. PINJAMAN JANGKA PENDEK

15. SHORT-TERM LOANS 2012

Entitas berelasi dengan Pemerintah - BRI - BNI - Bank Mandiri - Lembaga Pembiayaan Ekspor Indonesia Pihak ketiga - BNP Paribas - The Bank of Tokyo Mitsubishi UFJ, Ltd. (“BOT”) - PT ANZ Panin Bank - Citibank, N.A - PT Bank Sumitomo Mitsui Indonesia - Calyon - PT Bank DBS Indonesia - Royal Bank of Scotland (RBS) (dahulu ABN AMRO BANK N.V.) - PT Bank Mizuho Indonesia - Sumitomo Mitsui Banking Corporation - Natixis Bank - Arab Bank Plc. - HSBC - PT Bank UOB Indonesia - PT Bank CIMB Niaga Tbk. (“CIMB”) - BCA - PT Bank Bukopin Tbk. - PT Bank Permata Tbk. - Standard Chartered Bank

855,337 654,284 585,610

621,531 639,072 302,843

427,677 361,827 341,648

-

77,069

72,782

578,033

208,987

199,478 129,551 109,236

199,898 50,844 61,594

108,276 100,761 100,188

49,534 7,512 74,866

99,808 99,338

-

83,838 69,439 47,114 14,570 7,460

72,105 30,373 -

681 -

21,284 429,870 75,714 -

3,843,002

2,923,096

Informasi lain mengenai fasilitas pinjaman bank jangka pendek Grup pada tanggal 31 Desember 2012 adalah sebagai berikut: Kreditur/Lenders BRI BNI Bank Mandiri BCA BNP Paribas PT ANZ Panin Bank RBS BOT Lembaga Pembiayaan Ekspor Indonesia PT Bank Bukopin Tbk. Citibank, N.A PT Bank Sumitomo Mitsui Indonesia Arab Bank Plc. PT Bank DBS Indonesia Sumitomo Mitsui Banking Corporation HSBC PT Bank Permata Tbk.



2011*

Government-related entities BRI BNI Bank Mandiri Lembaga Pembiayaan Ekspor Indonesia

Third parties BNP Paribas The Bank of Tokyo Mitsubishi UFJ, Ltd. (“BOT”) 16,675 PT ANZ Panin Bank 108,479 Citibank, N.A PT Bank Sumitomo Mitsui Indonesia Calyon PT Bank DBS Indonesia Royal Bank of Scotland (RBS) (formerly ABN AMRO 97,033 BANK N.V.) - PT Bank Mizuho Indonesia Sumitomo Mitsui Banking 29,976 Corporation Natixis Bank Arab Bank Plc. 67,720 HSBC PT Bank UOB Indonesia PT Bank CIMB Niaga Tbk. 21,893 (“CIMB”) 325,070 BCA 42,912 PT Bank Bukopin Tbk. 49,984 PT Bank Permata Tbk. 20,730 Standard Chartered Bank 157,544

2,141,950

Other information relating to the Group’s short-term bank loan facilities as at 31 December 2012 is as follows: Masa berlaku/Expiration date 24 Maret/March 2013 Dalam proses perpanjangan/In process of renewal 11 Maret/March 2013 8 November/November 2013 Ditarik sesuai kesepakatan/Withdrawn as agreed 30 Mei/May 2013 Ditarik sesuai kesepakatan/Withdrawn as agreed 21 April/April 2013 Dalam proses perpanjangan/In process of renewal 21 April/April 2013 8 November/November 2013 28 Juni/June 2013 23 Maret/March 2013 23 Mei/May 2013 Ditarik sesuai kesepakatan/Withdrawn as agreed Dalam proses perpanjangan/In process of renewal 26 Agustus/August 2013


PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/117 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 15. PINJAMAN JANGKA PENDEK (lanjutan)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 15. SHORT-TERM LOANS (continued)

Kreditur/Lenders

Masa berlaku/Expiration date

Standard Chartered Bank Natixis Bank PT Bank Mizuho Indonesia National Commercial Bank Calyon CIMB PT Bank Mutiara Tbk. PT Bank DBS Indonesia

15 Maret/March 2013 3 April/April 2013 10 Januari/January 2014 27 Juni/June 2013 Ditarik sesuai kesepakatan/Withdrawn as agreed 16 Februari/February 2013 Ditarik sesuai kesepakatan/Withdrawn as agreed 23 Mei/May 2013

Tingkat bunga yang dikenakan adalah tingkat bunga pasar (contoh: Singapore Interbank Offered Rate (SIBOR) atau London Interbank Offered Rate (LIBOR)) ditambah dengan persentase tertentu tergantung hasil negosiasi pada saat penarikan.

Interest rates charged are based on market rates (e.g. Singapore Interbank Offered Rate (SIBOR) or London Interbank Offered Rate (LIBOR)) plus certain percentages depending on negotiation at drawdown.

Tingkat bunga per tahun pinjaman jangka pendek selama tahun 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:

Annual interest rates on short-term loans during 2012 and 2011 were as follows:


2012

2011

1.38% - 1.85%

8.75% - 9.50% 1.28% - 1.50%

1 Januari/ January 2011 8.95% - 9.19% 1.31% - 3.13%

Rupiah US Dollar

Dana yang diperoleh dari pinjaman jangka pendek digunakan untuk tujuan modal kerja dan Perusahaan diwajibkan memenuhi batasanbatasan tertentu.

The funds received from short-term loans are to be used for working capital purposes and the Company is required to comply with certain covenants.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, Grup memenuhi batasan-batasan yang diatur dalam perjanjian pinjaman ini.

At 31 December 2012 and 2011, the Group met the covenants as required by the loan agreements.

16. UTANG USAHA – PIHAK KETIGA

Rupiah Dolar AS Lain-lain

16. TRADE PAYABLES – THIRD PARTIES 2011*

131,637 4,462,601 3,111

632,365 3,350,327 6,471

141,618 3,340,598 7,405

4,597,349

3,989,163

3,489,621

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011, saldo utang usaha masing-masing sebesar US$4.597.349, US$3.989.163 dan US$3.489.621. Utang usaha Grup terutama berkaitan dengan pembelian minyak mentah, gas bumi dan hasil minyak dan berdenominasi Dolar Amerika Serikat. * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)


2012

Rupiah US Dollar Others

At 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011, the balance of trade payables are US$4,597,349, US$3,989,163 and US$3,489,621, respectively. The Group’s trade payables mainly related to purchase of crude oil, natural gas and petroleum products and denominated in US Dollar.




17. UTANG KEPADA PEMERINTAH

17. DUE TO THE GOVERNMENT 2012


2011*

Perusahaan: Nilai lawan (utang kepada Pemerintah atas bagian produksi minyak mentah Indonesia yang masuk ke kilang Perusahaan) Penerimaan negara dari aktivitas usaha hulu Bagian Pemerintah atas penjualan ekspor dari produksi minyak mentah Indonesia Bagian Pemerintah atas penjualan gas bumi domestik termasuk bagian Pemerintah atas produksi gas Indonesia Utang dari pembelian produksi LPG bagian Pemerintah Pinjaman proyek pembangunan depot pengisian pesawat udara (DPPU) Ngurah Rai Pinjaman proyek panas bumi Lumut Balai Utang kepada BPH Migas atas biaya retribusi penyaluran BBM tanpa subsidi Jumlah - Perusahaan Entitas Anak: PT Pertamina EP: Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) dari aktivitas hulu Liabilitas sewa pembiayaan barang milik negara

1,453,497

1,497,601

139,653

-

The Company: Conversion account (amount due to the Government for its share of Indonesian crude oil production supplied to 1,144,126 the Company’s refineries) State revenue in relation to 25,030 upstream activities

58,536

76,030

255,084

47,966

281,412

44,804

22,872

17,700

16,244

11,521

13,884

14,239

2,157

-

-

-

22,779

27,801

The Government’s share of export of Indonesian crude oil production The Government’s share of domestic natural gas sales involving its share of Indonesian gas production Payable for purchase of the Government’s share of LPG production Ngurah Rai Airport refuelling facility (DPPU) construction project loan Lumut Balai geothermal project loan Due to BPH Migas for retribution fee from distribution of BBM - non subsidy

1,736,202

1,909,406

1,527,328

Total - Company

72,043

197,819

200,479

467,484 539,527

466,824 664,643

438,722 639,201

PT Pertamina Hulu Energi: PNBP dari aktivitas hulu Utang overlifting

Subsidiaries: PT Pertamina EP: Government’s share of income in relation to upstream activities Finance lease liability state-owned assets PT Pertamina Hulu Energi: PNBP in relation to upstream activities Overlifting payables

22,328 64,738

57,407 46,068

79,849 48,410

87,066

103,475

128,259

Jumlah - Entitas Anak

626,593

768,118

767,460


Jumlah Konsolidasian

2,362,795

2,677,524

2,294,788

Total Consolidated

(2,166,793)

(2,468,155)

(2,057,342)

Dikurangi: bagian lancar Bagian tidak lancar * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

196,002

209,369

237,446

Less: current portion Non-current portion As restated (refer to Note 4) *



17. UTANG KEPADA PEMERINTAH (lanjutan) a.

17. DUE TO THE GOVERNMENT (continued)

Nilai lawan

a.

Nilai lawan merupakan liabilitas Perusahaan kepada Pemerintah sehubungan dengan pengiriman produksi minyak mentah di Indonesia yang merupakan bagian Pemerintah ke kilang Perusahaan untuk diproses dalam rangka memenuhi kebutuhan produk BBM dalam negeri. Produksi minyak mentah di Indonesia bagian Pemerintah tersebut berasal dari wilayah kerja PT Pertamina EP, PHE dan KKS lainnya.

The conversion account represents the Company’s liability to the Government in relation to the shipment of the Government’s share of Indonesian crude oil production to the Company’s refineries for processing to meet the domestic demand for fuel products. The Government’s share of Indonesian crude oil production is derived from PT Pertamina EP’s, PHE’s and other PSC’s working areas.

Berikut ini adalah mutasi saldo nilai lawan:

The movements in the conversion account are as follows:

2012 Saldo awal Ditambah: Bagian Pemerintah atas produksi minyak mentah Indonesia yang masuk ke kilang Perusahaan pada tahun berjalan Koreksi saldo awal

2011*

1,497,601

1,144,126

17,622,208 -

17,640,337 24,394

Dikurangi dengan: Piutang dari PLN

-

(2,686,892)

Piutang atas penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu (Catatan 9a)

-

(2,336,154)

-

(683,011)

Piutang atas penggantian biaya subsidi LPG tabung 3 kg (Catatan 9d) Piutang dari TNI/Kementerian Pertahanan atas penjualan BBM Pembayaran tunai Keuntungan selisih kurs Saldo akhir

b.

Conversion account

(216,148) (17,184,534) (265,630)

(223,557) (11,261,364) (120,278)

1,453,497

1,497,601

Penerimaan negara dari aktivitas usaha hulu Penerimaan negara dari aktivitas hulu merupakan bagian penghasilan Pemerintah yang berasal dari aktivitas KBH PT Pertamina EP dan bagian Pemerintah yang berasal dari Pertamina Participating Interests (“PPI”).


b.

State revenue activities

Beginning balance Add: Current year’s Government share of Indonesian crude oil production delivered to the Company’s refineries Correction of beginning balance Offset by: Receivables from PLN Receivables for reimbursement of cost subsidy for certain fuel (BBM) products (Note 9a) Receivables for reimbursement of cost subsidy for LPG 3 kg cylinders (Note 9d) Receivables from the Indonesian Armed Forces/Ministry of Defense involving fuel sales Cash settlements Foreign exchange gain Ending balance

in

relation

to

upstream

State revenue involving upstream activities represents the Government’s share of income from PT Pertamina EP’s PSC activities, as well as the Government’s share of Pertamina Participating Interests (“PPI”). As restated (refer to Note 4) *



17. UTANG KEPADA PEMERINTAH (lanjutan) b.


Penerimaan negara dari aktivitas usaha hulu (lanjutan)

b.

State revenue in relation to upstream activities (continued)

Pembukuan kewajiban PNBP ke Pemerintah atas transaksi tahun 2003 sampai dengan 2007 dilakukan pada 2012 dikarenakan Laporan Hasil Audit BPKP No. LHA1084/D504/1/2012 tertanggal 27 Desember 2011 sebagai dasar pembukuan diterima pada periode Agustus 2012.

PNBP payable to Government for 2003 to 2007 transactions was posted in 2012 because BPKP Audit Report No. LHA-1084/D504/1/2012 dated 27 December 2011 that the posting was based on, received on August 2012.

Mutasi saldo penerimaan negara dari aktivitas usaha hulu selama tahun 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:

The movements in State revenue involving upstream activities during 2012 and 2011 are as follows:

2012 Perusahaan: Saldo awal Koreksi audit BPKP atas penerimaan negara dari pendapatan dan aktivitas usaha hulu tahun 2006-2007 Koreksi audit BPKP atas penerimaan negara dari pendapatan dan aktivitas usaha hulu tahun 2003-2005 Saling hapus lebih bayar PNBP dengan kewajiban bagian Pemerintah atas penjualan gas domestik Keuntungan selisih kurs Saldo akhir utang/(piutang) - Perusahaan

2011*

10,381

The Company: Beginning balance Audit corrections of BPKP for state revenue involving upstream activities (1,215) 2006-2007 Audit corrections of BPKP for state revenue involving upstream activities (39,521) 2003-2005

56,419 -

(212)

Offsetting overpayment PNBP with the Government share of domestic natural gas Foreign exchange gain

139,653

(15,918)

Ending balance due to/ (due from) – Company

(15,918)

25,030

88,771

Saldo akhir dari Entitas Anak: PNBP dari aktivitas hulu -

197,819 57,407

234,024

239,308

Total Consolidated

PT Pertamina EP PT Pertamina Hulu Energi


c.

72,043 22,328

Ending balance of Subsidiaries: PNBP in relation to upstream activities PT Pertamina EP PT Pertamina Hulu Energi -

Bagian Pemerintah atas penjualan ekspor dari produksi minyak mentah Indonesia Mutasi saldo bagian Pemerintah atas penjualan ekspor dari produksi minyak mentah Indonesia selama tahun 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut: 2012 Saldo awal Penambahan tahun berjalan Penyelesaian: - Saling hapus dengan DMO fee PT Pertamina EP dan PHE - Tunai Saldo akhir


c.

The Government’s share of Indonesian crude oil production

export

of

The movements in the Government’s share of export of Indonesian crude oil production during 2012 and 2011 are as follows: 2011*

76,030 532,560

255,084 473,593

(126,656) (423,398)

(200,007) (452,640)

58,536

76,030

Beginning balance Addition during the year Settlement: Offsetting with DMO fee PT Pertamina EP and PHE Cash Ending balance As restated (refer to Note 4) *



17. UTANG KEPADA PEMERINTAH (lanjutan) d.


Bagian Pemerintah atas penjualan gas bumi domestik termasuk bagian Pemerintah atas produksi gas Indonesia

d.

Mutasi saldo bagian Pemerintah atas penjualan gas bumi domestik termasuk bagian Pemerintah atas produksi gas Indonesia selama tahun 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:

The movements in the Government’s share of domestic natural gas sales involving its share of Indonesian gas production during 2012 and 2011 are as follows:

2012 Saldo awal Reklasifikasi Saldo awal setelah reklasifikasi Penambahan tahun berjalan Penyelesaian: - Saling hapus dengan DMO fee PT Pertamina EP dan PHE - Saling hapus dengan lebih bayar kewajiban PNBP - Tunai

2011*

281,412 -

44,804 451

281,412 551,169

45,255 592,365

(233,455)

(151,607)

(56,419) (494,741)

(204,601)

Saldo akhir

e.

47,966

Utang dari pembelian produksi LPG bagian Pemerintah

281,412

e.

Mutasi saldo utang dari pembelian produksi LPG bagian Pemerintah selama tahun 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:

Saldo akhir

f.

Beginning balance Reclassification Beginning balance after reclassification Addition during the year Settlement: Offsetting with DMO fee PT Pertamina EP and PHE Offsetting with overpayment PNBP Cash Ending balance

Payable for purchase of the Government’s share of LPG production The movements in payable for purchase of the Government’s share of LPG production during 2012 and 2011 are as follows:

2012 Saldo awal Reklasifikasi Saldo awal setelah reklasifikasi Penambahan tahun berjalan Penyelesaian: - Saling hapus dengan DMO fee PT Pertamina EP dan PHE - Tunai

The Government’s share of domestic natural gas sales involving its share of Indonesian gas production

2011*

17,700 -

16,244 (451)

17,700 233,736

15,793 147,520

(66,333) (162,231)

(1,851) (143,762)

22,872

Pinjaman Proyek Pembangunan Depot Pengisian Pesawat Udara (DPPU) Ngurah Rai Pada tanggal 7 Mei 2007, Pemerintah meneruskan pinjaman sebesar ¥1.172.872.837 (nilai penuh) yang diperoleh dari Overseas Economic Cooperation Fund (OECF) Jepang kepada Perusahaan untuk proyek pembangunan DPPU Ngurah Rai sesuai dengan perjanjian pinjaman tanggal 29 November 1994.

17,700

f.

Beginning balance Reclassification Beginning balance after reclassification Addition during the year Settlement: Offsetting with DMO fee PT Pertamina EP and PHE Cash Ending balance

Ngurah Rai Airport Refuelling Facility (DPPU) Construction Project Loan On 7 May 2007, the Government channelled a loan amounting to ¥1,172,872,837 (full amount) obtained from the Overseas Economic Cooperation Fund (OECF) Japan to the Company in relation to the construction of the Ngurah Rai Airport refuelling facility in accordance with a loan agreement dated 29 November 1994.



17. UTANG KEPADA PEMERINTAH (lanjutan) f.


Pinjaman Proyek Pembangunan Depot Pengisian Pesawat Udara (DPPU) Ngurah Rai (lanjutan)

f.

Pinjaman tersebut harus dilunasi dalam 36 (tiga puluh enam) kali cicilan semesteran mulai Mei 2007 sampai dengan November 2024, dan dikenakan suku bunga 3,1% per tahun. Saldo pinjaman per tanggal 31 Desember 2012 adalah ¥994.986 ribu atau setara dengan US$11.521. g.

h.

Pinjaman Proyek Pembangunan Panas Bumi Lumut Balai

Ngurah Rai Airport Refuelling Facility (DPPU) Construction Project Loan (continued) The loan is repayable in 36 (thirty-six) semiannual installments commencing in May 2007 through November 2024, and is subject to interest at the rate of 3.1% per annum. Outstanding loan balance as of 31 December 2012 amounting ¥994,986 thousand or equal to US$11,521.

g.

Lumut Balai Geothermal Project Loan

Dalam rangka pelaksanaan Lumut Balai Geothermal Power Plant Project telah diperoleh dana pinjaman dari Japan International Cooperation Agency (JICA) yang merupakan Government to Government Loan (G to G).

For the implementation of Lumut Balai Geothermal Power Plant Project, the Company has obtained loans from the Japan International Cooperation Agency (JICA) as part of the Government to Government Loan (G to G) scheme.

Pada tanggal 29 Maret 2011 telah ditandatangani Loan Agreement IP-557 antara Pemerintah Indonesia diwakili oleh Direktur Jenderal Pengelolaan Utang Kementerian Keuangan dengan JICA yang diwakili oleh Chief Representative JICA, dengan Perusahaan bertindak sebagai Executing Agency dan PGE sebagai Implementing Agency, dengan total pinjaman sebesar ¥26,966,000,000 untuk jangka waktu penarikan pinjaman delapan tahun sejak dinyatakan efektif.

On 29 March 2011, Loan Agreement IP-557 was signed by the Government of Indonesia, represented by the Director General of Debt Management, Ministry of Finance, and JICA, represented by the Chief Representative of JICA, with the Company as Executing Agency and PGE as Implementing Agency, amounting to ¥26,966,000,000 for a period of withdrawal of the loan as long as eight years from the effective date.

Pelunasan pokok pinjaman dilakukan setiap setengah tahunan, setiap tgl 20 Maret dan 20 September, dimulai tanggal 20 Maret 2021 sampai Maret 2051. Saldo pinjaman per tanggal 31 Desember 2012 adalah ¥186.343 ribu atau setara dengan US$2.157.

Repayment of loan principal is done on a half yearly basis, on 20 March and 20 September starting from 20 March 2021 until March 2051. Outstanding loan balance as of 31 December 2012 amounting ¥186,343 thousand or equal to US$2,157.

Liabilitas Sewa Pemakaian Barang PT Pertamina EP

Pembiayaan Milik Negara

atas oleh

Berdasarkan Keputusan Menteri Keuangan No. 92/KMK.06/2008 tanggal 2 Mei 2008, status aset-aset yang dahulunya dimiliki oleh Pertamina Lama yang tidak ditetapkan di dalam neraca pembukaan Perusahaan sesuai dengan Surat Keputusan Menteri Keuangan No. 23/KMK.06/2008, adalah Barang Milik Negara (BMN), dimana penguasaan barangbarang tersebut dilakukan oleh Direktorat Jenderal Kekayaan Negara (DJKN).

h.

Finance Lease Liability involving StateOwned Assets Utilised by PT Pertamina EP According to Minister of Finance Decree No. 92/KMK.06/2008 dated 2 May 2008, assets previously owned by the former Pertamina Entity which have not been recognised in the opening balance sheet of the Company, as stipulated by Minister of Finance Decision Letter No. 23/KMK.06/2008, represent state-owned assets (BMN), the control over which is exercised by the Directorate General of State Assets (DJKN).



17. UTANG KEPADA PEMERINTAH (lanjutan) h.

Liabilitas Sewa Pembiayaan Pemakaian Barang Milik Negara PT Pertamina EP (lanjutan)

17. DUE TO THE GOVERNMENT (continued) atas oleh

h.

Utang kepada Pemerintah ini merupakan utang sewa pembiayaan atas Barang Milik Negara. Barang Milik Negara ini meliputi instalasi, bangunan dan harta bergerak yang digunakan di dalam kegiatan usaha minyak dan gas bumi PT Pertamina EP.

Pihak yang menyewakan Kementerian Keuangan

Jenis aset/ Type of assets Aset instalasi, bangunan, harta bergerak/Installation assets, buildings and moveable assets

Dikurangi bagian yang jatuh tempo dalam 1 tahun Bagian jangka panjang

This amounts due to the Government represent the finance lease payables for State-Owned Assets. The State-Owned Assets represent installations, buildings and moveable equipment utilised in the PT Pertamina EP oil and gas operations.

2012

Jatuh tempo kurang dari satu tahun Jatuh tempo lebih dari satu tahun dan kurang dari lima tahun Jatuh tempo lebih dari lima tahun Jumlah Dikurangi jumlah bagian bunga


2011* 466,824

(284,201)

(270,271)

(239,529)

183,283

196,553

199,193

438,722 The Ministry of Finance

Less amount due within 1 year Non-current portion

Future lease payments as of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011 are as follows: 2011*


313,781

301,967

271,628

Payable not later than one year

153,064

163,225

164,623

Payable later than one year and not later than five years

512,763

579,449

617,336

Payable later than five years

979,608

1,044,641

1,053,587

Total

(705,756)

(752,609)

(759,055)

Bersih Bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun

273,852

292,032

294,532

(90,569)

(95,479)

(95,339)

Porsi tidak lancar

183,283

196,553

199,193


Lessor

467,484

Pembayaran sewa minimum masa datang pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011 adalah sebagai berikut: 2012

Finance Lease Liability involving StateOwned Assets Utilised by PT Pertamina EP (continued)

Less interest portion Net Amounts due within one year Non-current portion As restated (refer to Note 4) *



17. UTANG KEPADA PEMERINTAH (lanjutan) h.

Liabilitas Sewa Pembiayaan Pemakaian Barang Milik Negara PT Pertamina EP (lanjutan)

17. DUE TO THE GOVERNMENT (continued) atas oleh

h.

Rincian bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011 adalah sebagai berikut: 2012

Finance Lease Liability involving StateOwned Assets Utilised by PT Pertamina EP (continued) Details of amounts due within one year as of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011 were as follows:

2011*


Pokok: - 2003 - 2010 - 2011 - 2012 - 2013

87,878 767 891 1,033

93,711 818 950 -

94,514 825 -

Principal: 2003 – 2010 2011 2012 2013 -

Sub-jumlah

90,569

95,479

95,339

Sub-total

Bunga: - 2003 - 2010 - 2011 - 2012

134,065 29,845 29,722

142,965 31,827 -

144,190 -

Interest: 2003 - 2010 2011 2012 -

Sub-jumlah

193,632

174,792

144,190

Sub-total

Jumlah bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun

284,201

270,271

239,529

Total amount due within one year

18. BEBAN YANG MASIH HARUS DIBAYAR

18. ACCRUED EXPENSES

2012

2011*


Pemasok dan kontraktor Mitra Kontrak Bantuan Teknis (“KBT”) dan Kerja Sama Operasi (“KSO”)

561,827

401,857

349,682

398,505

295,197

142,425

Bonus, insentif dan gaji Estimasi klaim retensi sendiri Bunga pinjaman Beban perbaikan dan pemeliharaan kapal

247,825 247,453 37,153

223,352 319,456 16,032

205,062 269,565 13,345

-

19,781

869

Perubahan manfaat karyawan Lain-lain

76,520

19,122 78,730

43,530

1,569,283

1,373,527

1,024,478


Suppliers and contractors Technical Assistance Contract (“TAC”) and Operation Cooperation (“OC“) Contract Bonuses, incentives and salaries Estimated retention claim Interest on loan Vessel repair and maintenance Adjustments on employee benefit Others


PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/125 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 19. LIABILITAS JANGKA PANJANG

19. LONG-TERM LIABILITIES 2012

Pinjaman bank: Entitas berelasi dengan Pemerintah Pihak ketiga



2011*

569,572 916,678

914,523 1,026,294

1,128,641 1,181,753

Bank loans: Government related entities Third parties

Sewa pembiayaan

1,486,250 387,013

1,940,817 473,990

2,310,394 445,376

Finance lease

Jumlah kewajiban jangka panjang

1,873,263

2,414,807

2,755,770

Total long-term liabilities

Bagian yang jatuh tempo dalam setahun Bagian jangka panjang

(489,347) 1,383,916

Tingkat bunga per tahun pinjaman jangka panjang selama tahun 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:


a.

(673,203) 1,741,604

(682,863) 2,072,907

2011

1 Januari/ January 2011

5.98% - 12.50% 2.57% - 3.81%

8.23% - 9.62% 1.07% - 3.16%

6.80% - 7.20% 2.53% - 4.54%

Rincian pinjaman sindikasi dan pinjaman bank Grup pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011 adalah sebagai berikut:

Non-current portion

Annual interest rates on long-term loans during 2012 and 2011 were as follows:

2012

Pinjaman bank

Current portion

a.

Rupiah US Dollar

Bank loans Details of the Group’s syndicated loans and bank loans as of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011 were as follows: 31 Desember/December 2012 (US$) Jangka Jangka Jumlah/ pendek/ panjang/ Total Current Non-current

Entitas berelasi dengan Pemerintah/ Government related entities Bank Mandiri BRI BNI Lembaga Penjaminan Ekspor Indonesia Pihak ketiga/Third parties Mizuho Corporate Bank, Ltd. (Pinjaman sindikasi/Syndicated Loan) BOT (Pinjaman Sindikasi/Syndicated Loan) BCA PT Bank Sumitomo Mitsui Indonesia Korea Development Bank Lain-lain Jumlah/Total


309,221 202,750 30,973 26,628

128,000 88,000 30,973 8,456

181,221 114,750 18,172

602,000 186,666 76,182 25,500 24,701 1,629

66,220 53,333 37,854 5,064 1,629

535,780 133,333 38,328 25,500 19,637 -

1,486,250

419,529

1,066,721


PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/126 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 19. LIABILITAS JANGKA PANJANG (lanjutan) a.

Pinjaman bank (lanjutan)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 19. LONG-TERM LIABILITIES (continued) a.

Bank loans (continued) 31 Desember/December 2011* Jangka Jangka Jumlah/ pendek/ panjang/ Total Current Non-current

Entitas berelasi dengan Pemerintah/ Government related entities Bank Mandiri BRI Bank Mandiri (Pinjaman Sindikasi/Syndicated Loan) BNI Lembaga Penjaminan Ekspor Indonesia Pihak ketiga/Third parties BNP Paribas (Pinjaman Sindikasi/ Syndicated Loan) BOT (Pinjaman Sindikasi/Syndicated Loan) BCA Korea Development Bank Lain-lain (masing-masing dibawah US$10.000)/Others (each below US$10,000) Jumlah/Total

415,500 284,250

109,000 81,500 a)

306,500 202,750 a)

99,250 92,920 22,603

99,250 61,947 5,830

30,973 16,773

651,000 240,000 86,726 30,369

105,000 53,333 57,817 5,670

546,000 186,667 28,909 24,699

18,199

4,903

13,296

1,940,817

584,250

1,356,567

1 Januari/January 2011* Jangka Jangka Jumlah/ pendek/ panjang/ Total Current Non-current Entitas berelasi dengan Pemerintah/ Government related entities Bank Mandiri BRI Bank Mandiri (Pinjaman Sindikasi/Syndicated Loan) BNI Lembaga Penjaminan Ekspor Indonesia Pihak ketiga/Third parties BNP Paribas (Pinjaman Sindikasi/ Syndicated Loan) BOT (Pinjaman Sindikasi/Syndicated Loan) BCA Korea Development Bank HSBC - Proyek ROPP/ROPP Project – Balongan - Proyek/Project Pagardewa Lain-lain (masing-masing dibawah US$10.000)/Others (each below US$10,000) Jumlah/Total

456,195 313,495 233,567 106,195 19,189

66,978 51,148 b)

133,467 42,478 3,423

389,217 262,347 b)

b)

100,100 63,717 15,766

700,000 280,000 99,115 36,008

49,000 160,000 39,646 5,639

651,000 120,000 59,469 30,369

32,143 17,222

32,143 17,222

-

17,265

4,655

12,610

2,310,394

605,799

1,704,595

a) Terdapat pinjaman bank sebesar Rp900 miliar/Represent bank loan at the amount of Rp900 billion b) Terdapat pinjaman bank sebesar Rp2.100 miliar/Represent bank loan at the amount of Rp2,100 billion * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)





Bank loans (continued)

Informasi lain mengenai pinjaman sindikasi dan pinjaman bank Grup pada tanggal 31 Desember 2012 adalah sebagai berikut:

Other information relating to the Group’s syndicated loans and long-term loans as at 31 December 2012 is as follows:

Kreditur/Lenders

Jadwal pembayaran/Repayment schedule

Perusahaan/The Company Mizuho Corporate Bank, Ltd. (Pinjaman Sindikasi/Syndicated Loan) BOT (Pinjaman Sindikasi/Syndicated loan) Bank Mandiri BRI BNI BCA Entitas Anak/Subsidiaries Korea Development Bank PT Pertamina Patra Niaga PT Bank Sumitomo Mitsui Indonesia PT Pertamina Patra Niaga Lembaga Penjaminan Ekspor Indonesia PT Pertamina Trans Kontinental

Beberapa cicilan/Several installments (2013-2017) Beberapa cicilan/Several installments (2013-2016) Beberapa cicilan/Several installments (2013-2014) Beberapa cicilan/Several installments (2013-2014) Beberapa cicilan/Several installments (2013) Beberapa cicilan/Several installments (2013)

Beberapa cicilan/Several installments (2013-2017) Beberapa cicilan/Several installments (2013-2018) Beberapa cicilan/Several installments (2013-2016)

Tingkat bunga yang dikenakan adalah tingkat bunga pasar (contoh: SIBOR atau LIBOR) ditambah dengan persentase tertentu.

Interest rates charged are based on market rates (e.g. SIBOR or LIBOR) plus certain percentages.

(i)

(i)

Pinjaman bank

Bank loans

Pinjaman ini ditujukan untuk mendanai belanja modal Perusahaan dan/atau Entitas Anak, kegiatan umum dan biaya tertentu sehubungan dengan perjanjian.

These bank loans are aimed to finance the capital expenditures of the Company’s and/or Subsidiaries’ projects, general activities and certain costs relating to the agreement.

Pada tanggal 20 Desember 2012, Perusahaan menandatangani perjanjian fasilitas pinjaman sindikasi dengan Mizuho Corporate Bank, Ltd. yang bertindak sebagai facillity agent senilai US$965.000. Pada tanggal 27 Desember 2012, Perusahaan melakukan penarikan sebesar US$602.000 yang kemudian digunakan untuk melunasi pinjaman sindikasi dari BNP Paribas.

On 20 December 2012, the Company signed an agreement of syndicated loan facility with Mizuho Corporate Bank, Ltd. acting as facility agent amounting to US$965,000. On 27 December 2012, the Company withdrew US$602,000 which was used to repay the syndicated loan from BNP Paribas.

Sesuai dengan beberapa perjanjian pinjaman, debitur diwajibkan memenuhi batasan-batasan tertentu seperti batasan rasio keuangan, batasan melakukan perubahan bisnis yang substansial dan tidak melakukan merger.

As specified by the loan agreements, the borrowers are required to comply with certain covenants, such as financial ratio covenants, no substantial change in the general business of the Company and/or Subsidiaries and not entering into mergers.





19. LIABILITAS JANGKA PANJANG (lanjutan) a.

19. LONG-TERM LIABILITIES (continued)

Pinjaman bank (lanjutan) (i)

(ii)

a.


Bank loans (continued) (i)

Bank loans (continued)

Pinjaman bank jangka panjang Entitas Anak dijaminkan dengan aset-aset tertentu Entitas Anak seperti piutang, persediaan, aset tetap dan aset lainnya.

The Subsidiaries’ long-term bank loans are collateralised by certain Subsidiaries’ assets such as receivables, inventories, fixed assets and other assets.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, Grup memenuhi batasan-batasan yang diatur dalam perjanjian pinjaman ini.

At 31 December 2012 and 2011, the Group met the covenants as required by the loan agreements.

Pinjaman Balongan

untuk

Proyek

ROPP

Pada tanggal 30 Desember 2008, Perusahaan menandatangani perjanjian pinjaman trust borrowing (Trust Agreement) dengan HSBC Bank USA, N.A. (ROPP Trustee). Perjanjian ini memberikan mandat kepada ROPP Trustee untuk meminjam dana dan membayar biaya yang timbul terkait dengan Proyek ROPP yang berlokasi di Kilang Balongan. Peminjaman dana dilakukan berdasarkan Low Sulphur Waxy Residue (LSWR) Export Loan Agreement tertanggal 30 Desember 2008 antara ROPP Trustee dengan BNP Paribas, Cabang Tokyo, The Sumitomo Trust & Banking Co., Ltd. dan The Hongkong and Shanghai Banking Corporation Limited (“HSBC”), Cabang Tokyo. Pelunasan atas pinjaman ini dibayarkan melalui penjualan LSWR V500 kepada Toyota Tsusho Corporation. Pada bulan Februari 2011, pelunasan telah dilakukan terhadap pokok dan bunga pinjaman.

(ii)

Loan for ROPP Balongan Project On 30 December 2008, the Company signed a trust borrowing agreement (Trust Agreement) with HSBC Bank USA, N.A (ROPP Trustee). This agreement authorised the ROPP Trustee to borrow funds and pay costs incurred related to the ROPP Project located at the Balongan refinery. The borrowing was made under the Low Sulphur Waxy Residue (LSWR) Export Loan Agreement dated 30 December 2008 between ROPP Trustee with BNP Paribas, Tokyo Branch, The Sumitomo Trust & Banking Co., Ltd., and The Hongkong and Shanghai Banking Corporation Limited (“HSBC”), Tokyo Branch. Repayments of this borrowing will be made from proceeds of sales of LSWR V-500 to Toyota Tsusho Corporation. In February 2011, final repayment of principal and interest was made.


Pinjaman bank (lanjutan) (iii)

b.


Pinjaman untuk Proyek Pagardewa

Bank loans (continued) (iii)

Loan for Pagardewa Project

Pada tanggal 6 Januari 2005, Perusahaan menandatangani Pagardewa Trust Agreement (Trust Agreement) dengan HSBC Bank USA, N.A. (Pagardewa Trustee), yang memberikan Pagardewa Trustee wewenang untuk, antara lain, memperoleh pinjaman untuk mendanai proyek pengembangan lapangan gas di Sumatera Selatan (Proyek Pagardewa) dan membuka rekening perwalian untuk menerima pembayaran yang berasal dari “Crude Oil Sales and Purchase Agreement” dengan Mitsubishi Corporation yang merupakan sarana pelunasan pinjaman.

On 6 January 2005, the Company entered into a Pagardewa Trust Agreement (Trust Agreement) with HSBC Bank USA, N.A. (Pagardewa Trustee), that authorised the Trustee to borrow funds for the development of and related construction of gas field facilities in South Sumatera (Pagardewa Project), and to receive the revenue generated from the sales transaction under the Crude Oil Sales and Purchase Agreement between the Company and Mitsubishi Corporation.

Pada tanggal 6 Januari 2005, HSBC Bank USA, N.A. (Pagardewa Trustee), mengadakan perjanjian pinjaman dengan Pagardewa Project Finance Ltd. (Tranche A Lender) dan The Bank of Tokyo-Mitsubishi UFJ, Ltd., BNP Paribas, Calyon, ING Bank N.V., dan Mizuho Corporate Bank, Ltd. (Tranche B Lenders) dengan pokok pinjaman maksimal sebesar US$310.000.

On 6 January 2005, HSBC Bank USA, N.A. (Pagardewa Trustee) entered into a loan agreement with Pagardewa Project Finance Ltd. (Tranche A Lender) and The Bank of Tokyo-Mitsubishi UFJ, Ltd., BNP Paribas, Calyon, ING Bank N.V., and Mizuho Corporate Bank, Ltd. (Tranche B Lenders) for a maximum principal amount of US$310,000.

Pembayaran cicilan pokok dan bunga terakhir dilakukan di bulan Maret 2011.

The final repayment of this loan and associated interest is in March 2011.

Sewa pembiayaan Akun ini merupakan pembayaran sewa minimum Grup di masa yang akan datang dari transaksi-transaksi sewa pembiayaan untuk Stasiun Pengisian dan Pengangkutan Bulk Elpiji (“SPPBE”), landing craft transports (“LCT”), mobil tanki BBM dan LPG, server komputer, instalasi pipa gas dan pabrik LPG.

b.

Finance lease This account represents the Group’s future minimum lease payments from finance lease transactions for the LPG Filling and Transport Stations (“SPPBEs”), landing craft transports (“LCT”), BBM and LPG truck tankers, computer servers, gas pipeline installations and LPG plants.



19. LIABILITAS JANGKA PANJANG (lanjutan) b.

19. LONG-TERM LIABILITIES (continued)

Sewa pembiayaan (lanjutan)

b.

Pembayaran sewa minimum masa akan datang pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011 adalah sebagai berikut: 2012 Jatuh tempo kurang dari satu tahun Jatuh tempo lebih dari satu tahun dan kurang dari lima tahun Jatuh tempo lebih dari lima tahun

Finance lease (continued) Future minimum lease as at payments as of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011 were as follows: 1 Januari/ January 2011*

2011*

91,274

119,829

136,466

258,099

292,170

294,891

128,070

175,108

158,458

Payable not later than one year Payable later than one year and not later than five years Payable later than five years

Jumlah

477,443

587,107

589,815

Total

Dikurangi jumlah bagian bunga

(90,430)

(113,117)

(144,439)

Bersih Bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun

387,013

473,990

445,376

(69,818)

(88,953)

(77,064)

Bagian jangka panjang

317,195

385,037

368,312

20. UTANG OBLIGASI

Less amounts representing interest Net Current portion Non-current portion

20. BONDS PAYABLES 2012


2011*

Obligasi Senior - US$ Perusahaan: Penerbitan tahun 2011 - I Penerbitan tahun 2011 - II Penerbitan tahun 2012 - I Penerbitan tahun 2012 - II

1,000,000 500,000 1,250,000 1,250,000

1,000,000 500,000 -

-

Senior Notes - US$ The Company: Issued in 2011 - I Issued in 2011 - II Issued in 2012 - I Issued in 2012 - II

Jumlah

4,000,000

1,500,000

-

Total

Diskonto Biaya penerbitan Amortisasi diskonto dan biaya penerbitan

(51,568) (14,497)

(27,130) (8,370)

-

4,000

1,211

-

Discount Issuance cost Amortisation of discount and issuance cost

Jumlah Utang Obligasi - Bersih

3,937,935

1,465,711

-

Total Bonds Payable - Net

Bagian yang jatuh tempo dalam satu tahun

-

-

-

Current portion

3,937,935

1,465,711

-

Non-current portion

Bagian jangka panjang





20. UTANG OBLIGASI (lanjutan)

20. BONDS PAYABLES (continued)

Rincian utang obligasi:

List of bonds payables: Pokok/ Principal

Penerbitan tahun 2011 Jatuh tempo 2021 Jatuh tempo 2041 Penerbitan tahun 2012 Jatuh tempo 2022 Jatuh tempo 2042 Jumlah

a)

Harga penerbitan/ Issuing price

Tanggal jatuh tempo/ Maturity date

1,000,000 500,000

98.097% 23 Mei/May 2021 98.380% 27 Mei/May 2041

5.25% 6.50%

1,250,000 1,250,000

99.414% 03 Mei/May 2022 98.631% 03 Mei/May 2042

4.88% 6.00%

4,000,000

Penerbitan tahun 2011 - I

Penerbitan tahun 2011 – II

a)

Penerbitan tahun 2012 – I

b)

Penerbitan tahun 2012 – II

Issued in 2011 – II On 27 May 2011, Pertamina issued senior notes amounting to US$500,000 with HSBC Bank USA, N.A. acting as the Trustee. The interest is payable semi-annually starting from 27 November 2011 until the maturity date of the senior notes.

c)

Pada tanggal 3 Mei 2012, Perusahaan menerbitkan obligasi senior sejumlah US$1.250.000 dengan HSBC Bank USA, N.A. sebagai Wali Amanat. Bunga dibayarkan setiap enam bulan sejak 3 November 2012 sampai dengan tanggal jatuh tempo obligasi. d)

Issued in 2011 - I On 23 May 2011, Pertamina issued senior notes amounting to US$1,000,000 with HSBC Bank USA, N.A. acting as the Trustee. The interest is payable semi-annually starting from 23 November 2011 until the maturity date of the senior notes.

Pada tanggal 27 Mei 2011, Perusahaan menerbitkan obligasi senior sejumlah US$500.000 dengan HSBC Bank USA, N.A. sebagai Wali Amanat. Bunga dibayarkan setiap enam bulan sejak 27 November 2011 sampai dengan tanggal jatuh tempo obligasi. c)

Issued in 2011 Due in 2021 Due in 2041 Issued in 2012 Due in 2022 Due in 2042 Total

Pada tanggal 23 Mei 2011, Perusahaan menerbitkan obligasi senior sejumlah US$1.000.000 dengan HSBC Bank USA, N.A. sebagai Wali Amanat. Bunga dibayarkan setiap enam bulan sejak 23 November 2011 sampai dengan jatuh tempo obligasi. b)

Tingkat bunga/ Interest rate

Issued in 2012 – I On 3 May 2012, Pertamina issued senior notes amounting to US$1,250,000 with HSBC Bank USA, N.A. acting as the Trustee. The interest is payable semi-annually starting from 3 November 2012 until the maturity date of the senior notes.

d)

Issued in 2012 – II

Pada tanggal 3 Mei 2012, Perusahaan menerbitkan obligasi senior sejumlah US$1.250.000 dengan HSBC Bank USA, N.A. sebagai Wali Amanat. Bunga dibayarkan setiap enam bulan sejak 3 November 2012 sampai dengan tanggal jatuh tempo obligasi.

On 3 May 2012, Pertamina issued senior notes amounting to US$1,250,000 with HSBC Bank USA, N.A. acting as the Trustee. The interest is payable semi-annually starting from 3 November 2012 until the maturity date of the senior notes.

Pada tanggal 31 Desember 2012, utang obligasi senior ini memperoleh peringkat Baa3 dengan outlook stabil dari Moody's Investors Service.

As of 31 December 2012, these bonds payable are rated as Baa3 with a stable outlook by Moody's Investors Service.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/132 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 20. UTANG OBLIGASI (lanjutan) Perjanjian bahwa:

perwaliamanatan

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 20. BONDS PAYABLES (continued)

menetapkan

The Indenture is governed that:

-

Tidak lebih dari 30 hari sejak kejadian dimana Pemerintah Indonesia kehilangan kepemilikan lebih dari 50%, baik langsung maupun tidak langsung, hak suara pada Perusahaan (Change of Control Triggering Event), Perusahaan dapat diminta untuk melakukan penawaran untuk membeli kembali Obligasi Senior dengan harga 101% dari nilai nominal ditambah bunga terutang sampai tanggal pembelian kembali. Perusahaan mempunyai opsi untuk menebus kembali seluruh Obligasi Senior ini dengan harga 100% dari nilai nominal, bersama dengan utang bunga dalam hal terjadinya perubahan tertentu terhadap perpajakan di Indonesia.

-

No later than 30 days following the occurrence in an event in which the Government of Indonesia ceases to own, directly or indirectly, more than 50% of the voting securities of the Company (Change of Control Triggering Event), the Company may be required to make an offer to repurchase all Senior Notes outstanding at a purchase price equal to 101% of their principal amount plus accrued and unpaid interest, if any, to the date of repurchase. The Senior Notes are subject to redemption in whole, at 100% of their principal amount, together with any accrued interest, at the option of the Company at a certain time in the event of certain changes affecting taxes of Indonesia.

-

Pembatasan tertentu termasuk antara lain: pembelian kembali dalam hal terjadinya perubahan kepemilikan, pembatasan atas hakhak gadai, pembatasan atas transaksi penjualan dan sewa kembali, dan persyaratan laporan keuangan dan laporan lainnya.

-

Certain covenants, including amongst others: repurchase of Senior Notes upon a change of control, limitation of liens, limitation on sale and lease back transactions and provision of financial statements and other reports.

-

Perusahaan memenuhi pembatasanpembatasan yang ditentukan dalam perjanjian Wali Amanat.

-

The Company complies with the restrictions specified within the agreements with the acting Trustee.

-

Dana yang diperoleh dari penerbitan Obligasi Senior ini digunakan untuk mendanai sebagian kebutuhan investasi akuisisi blok baru, pengembangan lapangan yang sudah ada, pembelian rig dan pembangunan tanker.

-

The proceeds from Senior Notes issuance were used to partially fund the capital expenditure requirements in acquisition of new blocks, development of existing blocks, rig purchase and tanker building.

21. PENYISIHAN IMBALAN KERJA KARYAWAN a.

Program imbalan pasca-kerja dan imbalan kerja jangka panjang lainnya

21. PROVISION FOR EMPLOYEE BENEFITS a.

Post-employment benefit plans and other long-term employee benefits

Perusahaan telah menerima persetujuan Menteri Keuangan Republik Indonesia dalam Surat Keputusan No. S-190/MK.6/1977 tanggal 15 Juli 1977 untuk mendirikan dana pensiun, PT Dana Pensiun Pertamina, dimana pekerja, setelah memenuhi periode bakti tertentu, berhak atas imbalan pasti saat pensiun, cacat atau kematian.

The Company received approval from the Minister of Finance of Republic of Indonesia in Decision Letter No. S-190/MK.6/1977 dated 15 July 1977 to establish a separate pension fund, PT Dana Pensiun Pertamina, from which employees, after serving a qualifying period, are entitled to defined benefits upon retirement, disability or death.

Perusahaan dan Entitas Anak tertentu menyelenggarakan program imbalan pascakerja dan imbalan kerja jangka panjang lainnya, sebagai berikut:

The Company and certain Subsidiaries have post-employment benefits plans and provide other long-term employee benefits as follows:

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/133 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 21. PENYISIHAN IMBALAN KERJA KARYAWAN (lanjutan) a.

Program imbalan pasca-kerja dan imbalan kerja jangka panjang lainnya (lanjutan) a.1. Perusahaan

21. PROVISION (continued) a.

FOR

EMPLOYEE

BENEFITS

Post-employment benefit plans and other long-term employee benefits (continued) a.1. The Company

a.1.1. Program imbalan pasca-kerja (i) Program dikelola Pertamina


imbalan pasti Dana Pensiun

a.1.1. Post-employment benefit plans (i) Defined Benefit administered under Pertamina Pension Plan

Plan the

Program Pensiun Manfaat Pasti (“PPMP”) mencakup pekerja tetap Perusahaan yang direkrut sebelum tahun 2003 dan didanai dengan iuran Perusahaan dan pekerja. Iuran Perusahaan ditentukan berdasarkan laporan aktuaris. Iuran pekerja adalah sebesar 7,5% dari Penghasilan Dasar Pensiun. Dana program pensiun tersebut dikelola secara terpisah oleh Dana Pensiun Pertamina.

The Defined Benefit Plans (“PPMP”) covers the Company’s permanent employees who were hired before 2003 and is funded by the Company’s and the employees’ contributions. The Company’s contributions are determined based on actuarial reports. The employees’ contributions is 7.5% of Pensionable Earnings. The pension plan funds are managed separately by Dana Pensiun Pertamina.

Berdasarkan Surat Keputusan Direktur Utama No. Kpts-006/C00000/2009-S0 tanggal 12 Januari 2009, tingkat kenaikan upah tetap pensiun tahunan untuk menghitung penghasilan dasar pensiun (Pensionable Earnings) ditetapkan sebesar 6% per tahun dari upah tetap pensiun (Pensionable Salary) per tanggal 31 Desember 2008. Perubahan kebijakan ini berlaku sejak tanggal 1 Januari 2009. Sebelum Surat Keputusan tersebut, tingkat kenaikan upah tetap pensiun tahunan (Pensionable Salary) ditentukan berdasarkan upah tetap (Base Salary) aktual dari pekerja.

Based on the Decree of the President Director No. Kpts-006/C00000/2009-S0 dated 12 January 2009, the increase in annual Pensionable Salary to calculate Pensionable Earnings is determined at 6% per annum based on Pensionable Salary as of 31 December 2008. This change in policy became effective on 1 January 2009. Prior to this decree, the increase in annual Pensionable Salary was determined based on the actual Base Salary of employees.

Berdasarkan Putusan Akta Perdamaian Pengadilan Hubungan Industrial antara Perusahaan dengan Federasi Serikat Pekerja Pertamina Bersatu (FSPPB), tanggal 19 Desember 2011, proyeksi kenaikan upah tetap pensiun ditetapkan sebesar 9,5% per tahun efektif sejak tanggal 1 Januari 2009.

Based on “Putusan Akta Perdamaian” of the Industrial Relations Court, between the Company and Federasi Serikat Pekerja Pertamina Bersatu (FSPPB), dated 19 December 2011, the projected increase pensionable salary was determined at 9.5% per annum effective since 1 January 2009.


Program imbalan pasca-kerja dan imbalan kerja jangka panjang lainnya (lanjutan) a.1. Perusahaan (lanjutan) a.1.1. Program imbalan pasca-kerja (lanjutan) (ii) Tunjangan kesehatan pascakerja Perusahaan memiliki skema imbalan kesehatan pascakerja. Tunjangan kesehatan pasca-kerja meliputi para pensiunan Perusahaan, dan pasangannya sejak pensiunan memasuki usia pensiun sampai meninggal dunia. Metode akuntansi, asumsi dan frekuensi penilaian adalah sama dengan yang digunakan dalam skema pensiun imbalan pasti. Manfaat ini tidak didanai. Sebagai tambahan asumsi yang ada diatas, asumsi utama adalah kenaikan biaya kesehatan jangka panjang sebesar 8% per tahun (2011: 9%). (iii) Penghargaan atas pengabdian (“PAP”)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 21. PROVISION (continued) a.

FOR

EMPLOYEE

BENEFITS

Post-employment benefit plans and other long-term employee benefits (continued) a.1. The Company (continued) a.1.1. Post-employment (continued) (ii) Post-retirement benefits

benefit

plans

healthcare

The Company operates postemployment medical benefit schemes. The post-retirement healthcare benefits involve the Company’s retired employees, and their spouse from the date of the employees’ retirement until death. The method of accounting, the assumptions and the frequency of valuations are similar to those used for defined benefit pension schemes. These benefits are unfunded. In addition to the assumptions set out above, the main actuarial assumption is a long-term increase in health costs of 8% per annum (2011: 9%).

(iii) Severance (“PAP”)

and

service

pay

Manfaat PAP terdiri dari imbalan tambahan yang diberikan pada saat karyawan memasuki usia pensiun, dan dalam hal mengalami cacat tetap, meninggal, atau mengundurkan diri secara sukarela. Besarnya masingmasing manfaat tersebut tergantung pada masa kerja karyawan dengan mengacu pada tabel perhitungan yang telah ditetapkan Perusahaan. Manfaat ini tidak didanai.

PAP benefits consist of additional benefit to employees to which they are entitled when they enter the pension period, and in the event of permanent disability, death, or voluntary resignation. The amounts for each of these benefits depend on the years of service completed in accordance with the calculation table previously determined by the Company. These benefits are unfunded.

90% dari jumlah PAP dibayarkan pada saat karyawan mencapai usia 54 tahun 9 bulan dan sisanya dibayarkan pada saat karyawan berusia 56 tahun.

90% of the total PAP amounts are paid when the employees attain 54 years and 9 months of age and the remaining balance is paid to the employees at 56 years of age.


Program imbalan pasca-kerja dan imbalan kerja jangka panjang lainnya (lanjutan) a.1. Perusahaan (lanjutan)


FOR

EMPLOYEE

BENEFITS

Post-employment benefit plans and other long-term employee benefits (continued) a.1. The Company (continued)

a.1.2. Program imbalan kerja jangka panjang lainnya

a.1.2. Other long-term employee benefits

Perusahaan juga memberikan imbalan kerja jangka panjang lainnya dalam bentuk tunjangan Masa Persiapan Purnakarya (“MPPK”), biaya pemulangan, tunjangan cuti, Program Asuransi Mandiri Guna I dan Ulang Tahun Dinas, kecuali untuk program asuransi. Manfaat-manfaat ini tidak didanai.

The Company provides other longterm employee benefits in the form of pre-retirement benefits (“MPPK”), repatriation costs, annual leave, the Mandiri Guna I Insurance Program, and service anniversaries except for the insurance program benefit. These benefits are unfunded.

Mulai tahun 2010, karyawan yang telah berumur 55,5 tahun dan telah bekerja minimum selama 15 tahun berhak atas MPPK selama 6 bulan. Sebelumnya, Program MPPK hanya diberikan kepada pekerja yang lahir sebelum tahun 1956 dan telah menyelesaikan masa kerja minimal 15 tahun, sebagai berikut:

Starting from 2010, employees who have reached the age of 55.5 years and completed a minimum of 15 years of service are eligible for six months of MPPK. Previously, the MPPK program was only provided to employees who were born prior to 1956 and who had completed a minimum of 15 years of service, as follows: - Employees who were born in 1953 are eligible for a 9 month MPPK period; - Employees who were born in 1954 are eligible for a 6 month MPPK period; - Employees who were born in 1955 are eligible for a 3 month MPPK period.

- Pekerja yang lahir pada tahun 1953 berhak atas masa MPPK sebanyak 9 bulan; - Pekerja yang lahir pada tahun 1954 berhak atas masa MPPK sebanyak 6 bulan; - Pekerja yang lahir pada tahun 1955 berhak atas masa MPPK sebanyak 3 bulan. a.1.3. Program Tabungan Pekerja Perusahaan dan Entitas Anak tertentu (keseluruhannya disebut Peserta) menyelenggarakan program Tabungan Pekerja (“TP”) berupa program iuran pasti dimana seluruh iuran dikelola oleh PT Pertamina Dana Ventura, Entitas Anak. Sebelum April 2003, besarnya tarif iuran yang didanai oleh Peserta adalah sebesar 10% dari gaji pokok karyawan bulanan. Berdasarkan Surat Keputusan (SK) Direksi Pertamina Lama No. 023/C00000/2003-S0 tanggal 28 April 2003, iuran karyawan diubah menjadi 5% dari upah tetap bulanan efektif sejak April 2003.

a.1.3. Employees’ Saving Plan The Company and certain Subsidiaries (together Participants) operate an Employees’ Saving Plan (“TP”) in the form of a defined contribution plan where all contributions made are managed by PT Pertamina Dana Ventura, a Subsidiary of the Company. Prior to April 2003, contributions were funded by the Participants at 10% of their employees’ monthly basic salaries. According to the former Pertamina Entity’s Board of Directors’ Decision Letter No. 023/C00000/2003-S0 dated 28 April 2003, the employees’ contributions were changed to 5% of their monthly fixed salaries effective from April 2003.


Program imbalan pasca-kerja dan imbalan kerja jangka panjang lainnya (lanjutan)


a.1. Perusahaan (lanjutan) a.1.3. Program (lanjutan)

Tabungan

EMPLOYEE

BENEFITS

Post-employment benefit plans and other long-term employee benefits (continued) a.1. The Company (continued)

Pekerja

a.1.3. Employees’ Saving Plan (continued)

Sebagaimana diatur di dalam SK Direksi Perusahaan No. Kpts-60/C00000/2008-S0 tanggal 11 November 2008, karyawan akan menerima kembali setoran wajib berkala beserta hasil investasi dari setoran tersebut pada saat pemutusan hubungan kerja atau saat karyawan tersebut memasuki masa pensiun.

In accordance with the Company’s Board of Directors’ Decision Letter No. Kpts-60/C00000/2008-S0 dated 11 November 2008, the employees will receive their mandatory periodic contributions and investment returns on such contributions when they are terminated or entering into their pension periods.

a.2. Entitas Anak

a.2. Subsidiaries

Entitas Anak tertentu menyelenggarakan program imbalan pasca-kerja dan program imbalan kerja jangka panjang lainnya, yang didanai maupun yang tidak didanai. Iuran dan imbalan yang dibayarkan kepada karyawan ditentukan oleh masingmasing Entitas Anak. b.

FOR

Penyisihan imbalan kerja karyawan Penyisihan imbalan kerja karyawan Perusahaan per tanggal 31 Desember 2012, 31 Desember 2011 dan 1 Januari 2011 dihitung berdasarkan laporan penilaian dari aktuaris independen, PT Dayamandiri Dharmakonsilindo, masing-masing tanggal 6 Februari 2013, 23 Februari 2012 dan 8 Maret 2011.

Several of the Company’s Subsidiaries operate post-employment benefit plans and other long-term employee benefits arrangements, some of which are funded while others are unfunded. The contributions and benefits paid to employees are determined by the respective Subsidiaries. b.

Provision for employee benefits The provision for employee benefits of the Company as of 31 December 2012, 31 December 2011 and 1 January 2011 were determined based on the valuation reports of an independent actuary, PT Dayamandiri Dharmakonsilindo, dated 6 February 2013, 23 February 2012 and 8 March 2011, respectively.



21. PENYISIHAN IMBALAN KERJA KARYAWAN (lanjutan) b.

Penyisihan (lanjutan)

imbalan

kerja

karyawan

21. PROVISION (continued) b.

Penyisihan imbalan kerja karyawan Entitas Anak dihitung oleh aktuaris independen. Tabel berikut ini menyajikan ikhtisar kewajiban imbalan kerja sebagaimana tercatat pada laporan posisi keuangan konsolidasian:

2012

FOR

EMPLOYEE

BENEFITS

Provision for employee benefits (continued) The provision for employee benefits of the Subsidiaries were also determined by independent actuaries. The table below presents a summary of the employee benefits obligations reported in the consolidated statement of financial positions: 1 Januari/ January 2011*

2011*

Perusahaan: Pensiun dan imbalan pasca-kerja lainnya: - PPMP - Tunjangan kesehatan pasca-kerja - PAP - Biaya pemulangan

64,472

54,559

64,982

2,184,679 906,463 28,682

2,248,970 943,712 28,918

2,282,526 932,067 27,751

The Company: Pension and other postemployment benefits: PPMP Post-retirement healthcare benefits PAP Repatriation costs -

Sub jumlah

3,184,296

3,276,159

3,307,326

Subtotal

Imbalan kerja jangka panjang lainnya: - MPPK - Tunjangan cuti dan ulang tahun dinas

168,932

165,706

141,955

16,540

19,503

12,541

Other long-term employee benefits: MPPK Annual leave and service anniversary

Sub jumlah

185,472

185,209

154,496

Subtotal

3,369,768

3,461,368

3,461,822

Total - Company

Jumlah - Perusahaan Entitas Anak: Pensiun dan imbalan pasca-kerja lainnya: - PT Pertamina Hulu Energi dan Entitas Anak - PT Pertamina EP - PT Tugu Pratama Indonesia dan Entitas Anak - PT Pertamina Bina Medika - PT Pelita Air Service dan Entitas Anak - PT Patra Jasa - PT Pertamina Patra Niaga dan Entitas Anak - PT Pertamina Trans Kontinental dan Entitas Anak - PT Pertamina Dana Ventura - PT Pertamina Geothermal Energy - PT Pertamina EP Cepu - PT Pertamina Gas - PT Pertamina Drilling Services Indonesia - PT Pertamina Training & Consulting - PT Pertamina Retail - PT Nusantara Regas - PT Usayana dan Entitas Anak

Subsidiaries: Pension and other postemployment benefits: PT Pertamina Hulu Energi 29,729 and Subsidiaries 19,797 PT Pertamina EP PT Tugu Pratama Indonesia 13,045 and Subsidiaries 9,086 PT Pertamina Bina Medika PT Pelita Air Service 6,800 and Subsidiary 3,691 PT Patra Jasa PT Pertamina Patra Niaga 1,042 and Subsidiaries PT Pertamina Trans Kontinental and 685 Subsidiaries 425 PT Pertamina Dana Ventura PT Pertamina Geothermal 346 Energy 146 PT Pertamina EP Cepu 164 PT Pertamina Gas PT Pertamina Drilling Services 351 Indonesia PT Pertamina Training & 23 Consulting PT Pertamina Retail PT Nusantara Regas PT Usayana and 2,051 Subsidiaries

35,475 30,562

27,641 23,804

16,949 12,521

14,779 12,792

5,341 3,896

7,225 3,577

1,918

1,389

2,120 700

1,654 1,168

1,315 2,651 610

613 575 325

871

445

803 185 34

294 -

-

-


115,951

96,281

87,381



3,485,719

3,557,649

3,549,203

Total Consolidated







imbalan

kerja

karyawan

21. PROVISION (continued) b.

FOR

EMPLOYEE

BENEFITS

Provision for employee benefits (continued)

Rincian estimasi liabilitas imbalan pasca-kerja dan imbalan jangka panjang lainnya untuk masing-masing program yang diselenggarakan Perusahaan pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011 adalah sebagai berikut:

The details of estimated post-employment benefit obligations and other long-term employment benefits for each of the programs operated by the Company as of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011 were as follows:

(i)

(i)

Liabilitas imbalan pasca-kerja

PPMP/ PPMP Nilai kini liabilitas imbalan pasti Nilai wajar aset program Status yang belum didanai Biaya jasa lalu yang belum diakui - non vested Laba/(rugi) aktuarial yang belum diakui Jumlah - Perusahaan

1,029,744

Status yang belum didanai Biaya jasa lalu yang belum diakui - non vested Laba/(rugi) aktuarial yang belum diakui Jumlah - Perusahaan


31 Desember/December 2012 Tunjangan kesehatan pasca-kerja/ PostBiaya retirement pemulangan/ healthcare PAP/ Repatriation benefits PAP costs

Jumlah/ Total

1,400,967

21,263

-

-

-

194,726

1,529,801

1,400,967

21,263

3,146,757

1,148

-

17,453

1,229

19,830

(511,957)

6,190

17,709

Unrecognised past service cost - non-vested Unrecognised actuarial gains/(losses)

906,463

28,682

3,184,296

Total - Company

(835,018)

(131,402) 64,472

953,110

654,878 2,184,679

31 Desember/December 2011* Tunjangan kesehatan pasca-kerja/ PostBiaya retirement pemulangan/ healthcare PAP/ Repatriation benefits PAP costs

3,981,775

Present value of the defined benefit obligations

1,529,801

PPMP/ PPMP Nilai kini liabilitas imbalan pasti Nilai wajar aset program

Post-employment benefit obligations

(835,018)

1,386,464

22,110

-

-

-

101,330

1,762,400

1,386,464

22,110

3,272,304

1,593

-

21,022

1,114

23,729

(463,774)

5,694

(19,874)

943,712

28,918

(48,364) 54,559

486,570 2,248,970

Unfunded status

Jumlah/ Total

1,762,400

(851,780)

Fair value of plan assets

4,124,084 (851,780)

3,276,159

Present value of the defined benefit obligations Fair value of plan assets

Unfunded status Unrecognised past service cost - non-vested Unrecognised actuarial gains/(losses) Total - Company





Penyisihan (lanjutan) (i)

imbalan

kerja

21. PROVISION (continued)

karyawan

b.

FOR

EMPLOYEE

BENEFITS


Liabilitas imbalan pasca-kerja (lanjutan)

(i) Post-employment (continued)

benefits

obligations

1 Januari/January 2011*

PPMP/ PPMP Nilai kini liabilitas imbalan pasti Nilai wajar aset program Status yang belum didanai Biaya jasa lalu yang belum diakui - non vested Laba/(rugi) aktuarial yang belum diakui Jumlah - Perusahaan

800,223

Tunjangan kesehatan pasca-kerja/ Postretirement healthcare benefits

Biaya pemulangan/ Repatriation costs

PAP/ PAP

Jumlah/ Total

1,164,124

19,780

(831,641)

-

-

-

(31,418)

1,135,293

1,164,124

19,780

2,287,779

1,979

-

23,634

890

26,503

94,421

1,147,233

(255,691)

7,081

993,044

Unrecognised past service cost - non-vested Unrecognised actuarial gains/(losses)

64,982

2,282,526

932,067

27,751

3,307,326

Total - Company

Mutasi nilai wajar aset program selama tahun berjalan adalah sebagai berikut: 2012

3,119,420

Present value of the defined benefit obligations

1,135,293

(831,641)

Fair value of plan assets

Unfunded status

The movement in the fair value of plan assets of the year is as follows: 2011*

Saldo awal Hasil yang diharapkan dari aset program Keuntungan aktuarial Iuran Perusahaan Iuran pekerja Imbalan yang dibayar Kerugian/(keuntungan) selisih kurs

851,780

831,641

79,423 19,138 6,615 2,667 (70,458)

82,044 3,330 7,358 2,968 (67,604)

Expected return on plan assets Actuarial gains Company’s contributions Employee contributions Benefits paid

(54,147)

(7,957)

Foreign exchange loss/(gain)

Saldo akhir

835,018

851,780

Beginning balance

Ending balance

Komposisi dari aset program PPMP adalah 29% instrumen ekuitas, 60% instrumen utang dan 11% lain-lain pada tanggal 31 Desember 2012; 28% instrumen ekuitas, 58% instrumen utang dan 14% lain-lain pada tanggal 31 December 2011; dan 29% instrumen ekuitas, 60% instrumen utang dan 11% lain-lain pada tanggal 1 Januari 2011.

The composition of plan assets of PPMP at 31 December 2012 is 29% equity securities, 60% debt securities and 11% others; at 31 December 2011 is 28% equity securities, 58% debt securities and 14% others; and at 1 January 2011 is 29% equity securities, 60% debt securities and 11% others.

Hasil aktual aset program pada tanggal 31 Desember 2012 adalah US$98.561 (2011: US$85.374).

The actual return on plan assets as at 31 December 2012 was US$98,561 (2011: US$85,374).







imbalan

kerja


karyawan

b.

(ii) Liabilitas imbalan kerja jangka panjang lainnya

(ii) Other long-term obligations

BENEFITS

employee

benefit

Jumlah/ Total

Nilai kini liabilitas imbalan kerja - Perusahaan

c.

EMPLOYEE


Tunjangan cuti dan ulang tahun dinas/ Annual leave and service anniversary

MPPK/ MPPK

FOR

Present value of employee benefit obligations - Company

31 Desember 2012

168,932

16,540

185,472

31 December 2012

31 Desember 2011*

165,706

19,503

185,209

31 December 2011*

1 Januari 2011*

141,955

12,541

154,496

1 January 2011*

Biaya imbalan kerja

c.

Perusahaan mengakui biaya imbalan kerja bersih untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 sebagai berikut: 2012

Employee benefit expense The Company recognised net employee benefits expense for the years ended 31 December 2012 and 2011 as follows: 2011*

Pensiun dan imbalan pasca-kerja lainnya: - PPMP - Tunjangan kesehatan pasca-kerja - PAP - Biaya pemulangan

113,542 175,637 2,653

26,143 160,002 2,597

Pension and other postemployment benefits: PPMP Post-retirement healthcare benefits PAP Repatriation costs -

Sub jumlah

312,168

185,905

Subtotal

20,336

(2,837)

Imbalan kerja jangka panjang lainnya: - MPPK - Tunjangan cuti dan ulang tahun dinas

39,399

41,940

8,598

12,537

Other long-term employee benefits: MPPK Annual leave and service anniversary

Sub jumlah

47,997

54,477

Subtotal

360,165

240,382

Total - Company

Jumlah - Perusahaan

Rincian biaya imbalan kerja bersih untuk setiap program imbalan pasca-kerja dan imbalan jangka panjang lainnya yang diselenggarakan Perusahaan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut: * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

Details of the net employee benefit expense for each of the post-employment benefit program and other long-term employment benefits provided by the Company for the years ended 31 December 2012 and 2011 were as follows:




21. PENYISIHAN IMBALAN KERJA KARYAWAN (lanjutan) c.


Biaya imbalan kerja (lanjutan) (i)

c.

Biaya imbalan pasca-kerja - bersih Tahun yang berakhir 31 Desember 2012:

pada

Biaya jasa kini Biaya bunga

BENEFITS

tanggal

Post-employment benefit expense - net For the year ended 31 December 2012:


PAP/ PAP

Jumlah/ Total

Amortisasi biaya jasa lalu - non-vested Pengakuan biaya jasa lalu - vested

26,342

-

-

-

26,342

Current service costs Interest costs Return on pension plan assets Amortisation of unrecognised actuarial (gains)/loss Amortisation of past service cost - non-vested Recognition of past service cost - vested

Jumlah - Perusahaan

20,336

113,542

175,637

2,653

312,168

Total - Company

Hasil aset dana pensiun Amortisasi (laba)/rugi aktuarial yang belum diakui

9,426 64,347

EMPLOYEE

Employee benefit expense (continued) (i)


PPMP/ PPMP

FOR

-

Amortisasi biaya jasa lalu - non-vested Pengakuan biaya jasa lalu - vested Jumlah - Perusahaan


1,501 1,252

-

-

-

(24,691)

(356)

-

pada

6,612 74,478 (82,044)

(1,502)

(381) (2,837)

25,869

(2,331)

tanggal

98,361 268,497 (79,423)

(289)

189

889

(2,498)

For the year ended 31 December 2011*:


PPMP/ PPMP

Hasil aset dana pensiun Amortisasi (laba)/rugi aktuarial yang belum diakui

71,183 80,916

(79,423)

Tahun yang berakhir 31 Desember 2011*:

Biaya jasa kini Biaya bunga

16,251 121,982


PAP/ PAP

Jumlah/ Total

7,269 108,511

58,520 91,894

1,286 1,514

-

-

-

-

-

-

-

Current service costs Interest costs Return on pension plan assets Amortisation of unrecognised actuarial (gains)/loss Amortisation of past service cost - non-vested Recognition of past service cost - vested

26,143

160,002

2,597

185,905

Total - Company

(89,637)

-

12,078

(2,490)

73,687 276,397 (82,044)

(442)

(79,503)

239

(2,632)




21. PENYISIHAN IMBALAN KERJA KARYAWAN (lanjutan) c.

Biaya imbalan kerja (lanjutan)

21. PROVISION (continued) c.

(ii) Biaya imbalan kerja jangka panjang lainnya – bersih Tahun yang berakhir 31 Desember 2012:

pada

BENEFITS

(ii) Other long-term expense – net

employment

benefit

For the year ended 31 December 2012:


Jumlah/ Total

Biaya jasa kini Biaya bunga Amortisasi rugi/ (laba) aktuarial yang belum diakui

8,994 9,370

9,176 780

18,170 10,150

21,035

(1,358)

19,677

Current service costs Interest costs Amortisation of unrecognised actuarial loss/(gain)

Jumlah - Perusahaan

39,399

8,598

47,997

Total – Company


pada

tanggal



MPPK/ MPPK

d.

EMPLOYEE

Employee benefit expense (continued)

tanggal

MPPK/ MPPK

FOR

Jumlah/ Total

Biaya jasa kini Biaya bunga Amortisasi rugi/ (laba) aktuarial yang belum diakui Pengakuan segera atas biaya jasa lalu - vested

7,563 10,879

8,423 664

15,986 11,543

23,498

(2,234)

21,264

-

5,684

5,684

Current service costs Interest costs Amortisation of unrecognised actuarial loss/(gain) Immediate recognition of past service cost - vested

Jumlah - Perusahaan

41,940

12,537

54,477

Total – Company

Perubahan liabilitas imbalan kerja Perubahan liabilitas imbalan pasca-kerja Perusahaan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 adalah sebagai berikut:


d.

Changes in employee benefit obligations Changes in the post-employment benefit obligations of the Company for the years ended 31 December 2012 and 2011 were as follows:




21. PENYISIHAN IMBALAN KERJA KARYAWAN (lanjutan) d.

Perubahan liabilitas imbalan kerja (lanjutan) (i)

21. PROVISION (continued) d.

Perubahan liabilitas imbalan pascakerja Tahun yang berakhir 31 Desember 2012:

pada

PPMP/ PPMP Saldo awal Biaya imbalan kerja bersih Pembayaran Keuntungan selisih kurs

54,559

Saldo akhir Perusahaan

2,248,970



PAP/ PAP 943,712

28,918

3,276,159

2,653 (1,041)

312,168 (196,615)

(3,808)

(142,346)

(59,414)

(1,848)

(207,416)

906,463

28,682

pada

tanggal


PPMP/ PPMP 64,982

2,282,526

3,184,296


PAP/ PAP 932,067

27,751

3,307,326

160,002 (139,800)

2,597 (1,149)

185,905 (189,090)

(228)

(18,916)

(8,557)

(281)

(27,982)

2,248,970

Tahun yang berakhir 31 Desember 2012:

pada

kerja

943,712

28,918

3,276,159

Beginning balance Employee benefit expense, net Payments Foreign exchange gain Ending balance Company

(ii) Changes in other long-term employee benefit obligations

tanggal

MPPK/ MPPK

Ending balance Company

Jumlah/ Total

26,143 (40,783)

54,559

Beginning balance Employee benefit expense, net Payments Foreign exchange gain


(2,837) (7,358)

(ii) Perubahan liabilitas imbalan jangka panjang lainnya



Jumlah/ Total

Saldo awal Biaya imbalan kerja bersih Pembayaran Keuntungan selisih kurs

165,706 39,399 (25,438)

19,503 8,598 (10,400)

185,209 47,997 (35,838)

(10,735)

(1,161)

(11,896)

Saldo akhir - Perusahaan

168,932

16,540

185,472


Jumlah/ Total

175,637 (153,472)

2,184,679

BENEFITS

Changes in post-employment benefit obligations

113,542 (35,487)


Saldo akhir Perusahaan

(i)

20,336 (6,615)

64,472


EMPLOYEE

Changes in employee benefit obligations (continued)

tanggal


FOR

Beginning balance Employee benefit expense, net Payments Foreign exchange gain Ending balance - Company




21. PENYISIHAN IMBALAN KERJA KARYAWAN (lanjutan) d.

Perubahan liabilitas imbalan kerja (lanjutan) (ii) Perubahan liabilitas imbalan jangka panjang lainnya (lanjutan) Tahun yang berakhir 31 Desember 2011*:

pada

d.

kerja

FOR


Jumlah/ Total


141,955 41,940 (16,164)

12,541 12,537 (5,236)

154,496 54,477 (21,400)

(2,025)

(339)

(2,364)

Saldo akhir - Perusahaan

165,706

2012 Tingkat diskonto: - Program Asuransi Mandiri Guna I, PAP, biaya pemulangan, MPPK, ulang tahun dinas - Tunjangan cuti - Program imbalan pasti oleh Dana Pensiun Pertamina, tunjangan kesehatan pasca-kerja Tingkat inflasi Tingkat pengembalian aset program: - Program pensiun Kenaikan gaji: Tren biaya kesehatan tahunan: Faktor demografi: - Tingkat kematian: - Tingkat cacat: - Pengunduran diri:

- Pensiun: Usia pensiun normal: Biaya operasional program pensiun:


19,503

e.

Asumsi-asumsi aktuarial signifikan yang diterapkan dalam perhitungan kewajiban imbalan pasca-kerja dan imbalan kerja jangka panjang lainnya untuk Perusahaan adalah sebagai berikut:

BENEFITS

(ii) Changes in other long-term employee benefit obligations (continued)


Asumsi-asumsi aktuarial

EMPLOYEE

Changes in employee benefit obligations (continued)

tanggal

MPPK/ MPPK

e.


Beginning balance Employee benefit expense, net Payments Foreign exchange gain

185,209

Ending balance - Company

Actuarial assumptions Significant actuarial assumptions applied in the calculation of post-employment benefit obligations and other long-term employment benefits for the Company are as follows: 2011

5.75% per tahun/annum 4.5% per tahun/annum




Discount rate: Mandiri Guna I InsuranceProgram, PAP, repatriation costs, MPPK, service anniversary Annual leaveDefined benefits plan administeredby Dana Pensiun Pertamina, post-retirement healthcare benefits Inflation rate

9% per tahun/annum

10% per tahun/annum

Return on plan assets: Pension plan-

9.5% per tahun/annum 8% per tahun untuk seterusnya/ 8% per annum afterward

9.5% per tahun/annum 9% per tahun untuk seterusnya/ 9% per annum afterward

Group Annuity Mortality 1971 (GAM 71) 0.75% dari tingkat kematian/ 0.75% of mortality rate 1% pada usia 20 dan berkurang secara linear sebesar 0.028% per tahun sampai usia 55/ 1% at age 20 and linearly decreasing by 0.028% per annum until 55 years of age 100% pada usia pensiun normal/ 100% at normal retirement age

Group Annuity Mortality 1971 (GAM 71) 0.75% dari tingkat kematian/ 0.75% of mortality rate 1% pada usia 20 dan berkurang secara linear sebesar 0.028% per tahun sampai usia 55/ 1% at age 20 and linearly decreasing by 0.028% per annum until 55 years of age 100% pada usia pensiun normal/ 100% at normal retirement age

56 tahun/years

56 tahun/years

8% dari biaya jasa dan 3.5% dari pembayaran manfaat/ 8% of service cost and 3.5% of benefit payments

8% dari biaya jasa dan 3.5% dari pembayaran manfaat/ 8% of service cost and 3.5% of benefit payments

Salary increases: Annual medical expense trend: Demographic factors: Mortality:Disability:Resignation:-

Pension:Normal retirement age: Operational costs of the pension plan:




21. PENYISIHAN IMBALAN KERJA KARYAWAN (lanjutan) e.


Asumsi-asumsi aktuarial (lanjutan)

e.

FOR

EMPLOYEE

BENEFITS

Actuarial assumptions (continued)

Keseluruhan tingkat pengembalian aset yang diharapkan dalam jangka panjang adalah 10% - 15%. Tingkat pengembalian tersebut didasarkan pada portofolio secara keseluruhan dan bukan pada penjumlahan tingkat pengembalian masing-masing kategori aset secara individual. Tingkat pengembalian didasarkan pada tingkat pengembalian historis, tanpa adanya penyesuaian.

The overall expected rate of return on assets, in the long-term is 10% - 15%. This expected rate of return is based on the portfolio as a whole instead of the sum of individual asset categories returns. The return is exclusively based on historical returns, without any adjustments.

Asumsi yang berhubungan dengan tingkat pengembalian aset yang diharapkan ditentukan berdasarkan data historis dan ekspektasi manajemen terhadap pengembangan investasi di masa yang akan datang.

Assumptions regarding the expected return on plan assets are set based on the historical data and management future expectation of the investment development.

Diasumsikan bahwa tingkat tren biaya kesehatan berdampak signifikan terhadap jumlah yang diakui dalam laba-rugi. Satu persen perubahan diasumsikan pada tingkat tren biaya kesehatan akan memiliki dampak sebagai berikut:

An assumption has been made that healthcare cost trend rates have a significant effect on the amounts recognised in profit or loss. One percent of change in the assumption of healthcare cost trend rates will have the following impacts:

Kenaikan/ increase 1% Dampak terhadap agregat biaya jasa dan bunga Dampak terhadap kewajiban imbalan pasti

Penurunan/ decrease 1%

27,323

20,758

Effect on the aggregate service and interest cost

288,437

230,418

Effect on defined benefit obligation

22. PENYISIHAN UNTUK BIAYA PEMBONGKARAN DAN RESTORASI

22. PROVISION FOR DECOMMISSIONING AND SITE RESTORATION

Mutasi penyisihan untuk biaya pembongkaran dan restorasi adalah sebagai berikut:

The movements in the provision for decommissioning and site restoration are as follows:

2012 Saldo awal Penambahan selama tahun berjalan Biaya akresi (Catatan 38) Penyesuaian (Catatan 39) Saldo akhir Dikurangi: kas yang dibatasi penggunaannya

815,929

678,424

609,841 31,953 (17,156)

157,370 71,164 (91,029)

1,440,567 (76,281) 1,364,286


2011*

815,929 (66,656)

Beginning balance Addition during the year Accretion expense (Note 38) Adjustments (Note 39) Ending balance Less: restricted cash

749,273




22. PENYISIHAN UNTUK BIAYA PEMBONGKARAN DAN RESTORASI (lanjutan)

22. PROVISION FOR DECOMMISSIONING AND SITE RESTORATION (continued)

Penyesuaian di 2011 merupakan akibat perubahan estimasi waktu dan jumlah kas yang akan dikeluarkan serta tarif diskonto yang dibuat PT Pertamina EP yang telah menyebabkan liabilitas melebihi nilai tercatat aset sehingga kelebihan tersebut harus diakui dalam laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian.

Adjustments in 2011 represent the changes in estimated timing and amounts of the cash outflows as well as the discount rate made by PT Pertamina EP which has resulted in the liabilities exceeding the carrying amount of assets, and therefore the excess has been recognised in the consolidated statements of comprehensive income.

Sesuai dengan instruksi SKK MIGAS, PT Pertamina EP telah mendepositokan uang sebesar US$76.281 (2011: US$66.656) sebagai dana pembongkaran, restorasi lokasi aset dan aktifitas lain yang terkait ke dalam rekening bersama antara SKK MIGAS dan PT Pertamina EP. Setoran tersebut dicatat sebagai offset atas kewajiban pembongkaran dan restorasi lokasi aset dikarenakan dana tersebut hanya dapat digunakan untuk tujuan tersebut diatas dengan persetujuan dari SKK MIGAS atau di transfer ke SKK MIGAS.

In accordance with SKK MIGAS instructions, PT Pertamina EP has deposited US$76,281 (2011: US$66,656) to be used for decommissioning, site restoration and other related activities in a joint bank account held by SKK MIGAS and PT Pertamina EP. This account is recorded as an offset to the provision for decommissioning and site restoration, since such funds may only be used for this purpose with the approval of SKK MIGAS or if they are transferred to SKK MIGAS.

23. KEPENTINGAN NON-PENGENDALI

23. NON-CONTROLLING INTERESTS 2012

- PT Tugu Pratama Indonesia dan Entitas Anak - PT Pertamina EP Cepu - PT Usayana dan Entitas Anak - PT Pertamina EP - PT Pertamina Patra Niaga dan Entitas Anak - PT Pertamina Dana Ventura dan Entitas Anak - PT Pertamina Training & Consulting - PT Pelita Air Service dan Entitas Anak - PT Pertamina Trans Kontinental dan Entitas Anak



2011*

72,898 1,465

70,892 1,186

66,711 358

1,345 726

1,466 695

1,022 631

470

526

443

133

103

-

3

3

3

2

2

2

1

1

1

77,043

74,874

69,171

PT Tugu Pratama Indonesia and Subsidiaries PT Pertamina EP Cepu PT Usayana and Subsidiaries PT Pertamina EP PT Pertamina Patra Niaga and Subsidiaries PT Pertamina Dana Ventura and Subsidiaries PT Pertamina Training & Consulting PT Pelita Air Serviceand Subsidiary PT Pertamina Trans Kontinental and Subsidiaries




24. MODAL SAHAM

24. SHARE CAPITAL

Sesuai Akta Notaris No. 20 tanggal 17 September 2003 oleh Lenny Janis Ishak, S.H., dan keputusan Menteri Keuangan melalui Surat Keputusan No. 408/KMK.02/2003 (KMK 408) tanggal 16 September 2003, jumlah modal dasar Perusahaan adalah sebesar Rp200.000.000 juta yang terdiri dari 200.000.000 saham biasa dengan nilai nominal Rp1.000.000 (nilai penuh) per saham dimana jumlah modal yang ditempatkan adalah sebesar Rp100.000.000 juta dan telah disetor oleh Pemerintah Republik Indonesia melalui pengalihan kekayaan tertentu dari Pertamina Lama termasuk Entitas Anak dan Ventura Bersamanya.

In accordance with Notarial Deed No. 20 dated 17 September 2003 of Lenny Janis Ishak, S.H., and the decision of the Minister of Finance through Decision Letter No. 408/KMK.02/2003 (KMK 408) dated 16 September 2003, the Company’s authorised capital amounts to Rp200,000,000 million, which consists of 200,000,000 ordinary shares with a par value of Rp1,000,000 (full amount) per share of which Rp100,000,000 million has been subscribed and paid by the Government of the Republic of Indonesia through the transfer of identified net assets of the former Pertamina Entity, including its Subsidiaries and its Joint Ventures.

Berdasarkan surat keputusan Menteri Keuangan No. 23/KMK.06/2008 pada tanggal 30 Januari 2008, tentang Penetapan Neraca Pembukaan PT Pertamina (Persero) pada tanggal 17 September 2003, jumlah penyertaan modal Pemerintah dalam Perusahaan ditetapkan sebesar Rp82.569.779 juta. Nilai ini terdiri dari seluruh aset dan liabilitas bersih Pertamina Lama tidak termasuk aset pabrik LNG yang dikelola oleh PT Badak Natural Gas Liquefaction dan PT Arun Natural Gas Liquefaction, aset hulu eks kontrak yang saat ini dikelola oleh PT Pertamina EP dan aset berupa tanah dan bangunan tertentu.

Based on the Minister of Finance’s decision letter No. 23/KMK.06/2008 dated 30 January 2008 regarding the Determination of the Opening Balance Sheet of PT Pertamina (Persero) as of 17 September 2003, the total amount of the Government’s equity ownership in the Company is Rp82,569,779 million. This amount consists of all of the former Pertamina Entity’s net assets and net liabilities excluding LNG plants operated by PT Badak Natural Gas Liquefaction and PT Arun Natural Gas Liquefaction, former upstream assets currently operated by PT Pertamina EP and certain land and building assets.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011, jumlah modal Perusahaan yang ditempatkan dan disetor adalah sebagai berikut:

As of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011, the Company’s issued and paid-up share capital position is as follows:

Pemegang saham

Jumlah saham ditempatkan dan disetor/ Number of issued and paid-up shares

Persentase kepemilikan/ Percentage of ownership

Modal ditempatkan dan disetor/ Issued and paid-up share capital

31 Desember 2012

Pemerintah Republik Indonesia

31 December 2012

83,090,697

100%

9,864,901

31 Desember / 1 Januari 2011*

Pemerintah Republik Indonesia

The Government of the Republic of Indonesia 31 December / 1 January 2011*

82,569,779

Perubahan modal ditempatkan dan disetor Perusahaan dari Rp100.000.000 juta menjadi Rp82.569.779 juta (setara dengan US$9.809.882) telah disetujui dalam Rapat Umum Pemegang Saham tanggal 15 Juni 2009 dan didokumentasikan dengan Akta Notaris No. 11 dari Lenny Janis Ishak, S.H. Perubahan tersebut telah diaktakan dengan Akta Notaris No. 4 tanggal 14 Juli 2009 oleh Lenny Janis Ishak, S.H. dan disetujui oleh Menteri Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia dengan surat keputusan No. AHU-45429.AH.01.02.tahun 2009 tanggal 14 September 2009. Pengurangan modal saham Perusahaan yang diterbitkan dan disetor berlaku surut sejak tanggal 17 September 2003. * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

Shareholder

100%

9,809,882

The Government of the Republic of Indonesia

The changes in the Company’s issued and paid-up share capital from Rp100,000,000 million to Rp82,569,779 million (equivalent to US$9,809,882) were approved at a General Shareholder’s Meeting held on 15 June 2009 and are documented in Notarial Deed No. 11 of Lenny Janis Ishak, S.H. The amendment was documented by Notarial Deed No. 4 dated 14 July 2009 of Lenny Janis Ishak, S.H. and approved by the Minister of Law and Human Rights of the Republic of Indonesia in decision letter No. AHU-45429.AH.01.02.tahun 2009 dated 14 September 2009. The reduction in the Company’s issued and paid-up share capital is effective retrospectively as of 17 September 2003. As restated (refer to Note 4) *

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/148 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 24. MODAL SAHAM (lanjutan)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 24. SHARE CAPITAL (continued)

Pada tanggal 1 Agustus 2012 terjadi penambahan penyertaan modal saham yang didokumentasikan dengan Akta Notaris No. 1 dari Lenny Janis Ishak, S.H. sebesar Rp520.918 juta (setara dengan US$55.019) berdasarkan Peraturan Pemerintah No. 13 Tahun 2012 tentang Penambahan Penyertaan Modal Negara Republik Indonesia ke Dalam Modal Saham Perusahaan Perseroan (Persero) PT Pertamina.

As of 1 August 2012 there were additional share capital contributions documented in Notarial Deed No. 1 of Lenny Janis Ishak, S.H. amounting to Rp520,918 million (equivalent to US$55,019) based on Government Regulation No. 13 Year 2012 regarding the Addition to the Government’s Capital Contribution to Share Capital of State Enterprise (Persero) PT Pertamina.

25. PENYESUAIAN TERHADAP AKUN EKUITAS DAN BANTUAN PEMERINTAH YANG BELUM DITENTUKAN STATUSNYA

25. EQUITY ADJUSTMENTS AND GOVERNMENT CONTRIBUTED ASSETS PENDING FINAL CLARIFICATION OF STATUS

i. Penyesuaian terhadap akun ekuitas

i. Equity adjustments

Akun ini terdiri dari:

Beban imbalan kerja tangguhan Penyisihan untuk restorasi aset dan pembongkaran (“ARO”) Penyesuaian atas pengakuan pendapatan KKS Tengah oleh Pertamina Lama Pengalihan pesawat BAE RJ-85 kepada Sekretariat Negara Pajak tangguhan dalam kaitannya dengan penyisihan ARO Penyesuaian perhitungan liabilitas imbalan kerja Pajak tangguhan dalam kaitannya dengan liabilitas imbalan kerja Jumlah

This account comprises: 2011*

(2,993,767)

(2,993,767)

(150,417)

(150,417)

(51,856)

(51,856)

(10,275)

(10,275)

60,919

60,919

66,944

66,944

430,786

430,786

(2,647,666)

Penjelasan penyesuaian terhadap akun ekuitas sebagai berikut: * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)


2012

(2,647,666)

Deferred employee benefits costs Provision for asset restoration and decommissioning (150,417) (“ARO”) Adjustment of revenue recognised by the former Pertamina Entity in (51,856) relation to the Tengah PSC Transfer of a BAE RJ-85 aircraft (10,275) to the Secretary of State Deferred tax in relation to 60,919 the provision for ARO Adjustment to the liability for employee 66,944 benefits Deferred tax in relation to the liability for 430,786 employee benefits

(2,993,767)

(2,647,666)

Total

The details explanation of equity adjustments as follows: As restated (refer to Note 4) *

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/149 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 25. PENYESUAIAN TERHADAP AKUN EKUITAS DAN BANTUAN PEMERINTAH YANG BELUM DITENTUKAN STATUSNYA (lanjutan) i. Penyesuaian (lanjutan)

terhadap

akun

ekuitas

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 25. EQUITY ADJUSTMENTS AND GOVERNMENT CONTRIBUTED ASSETS PENDING FINAL CLARIFICATION OF STATUS (continued) i. Equity adjustments (continued)

a. Penyesuaian terhadap taksiran kewajiban imbalan kerja serta yang terkait dengan perhitungan pajak tangguhan atas penyesuaian kewajiban tersebut

a. Adjustment of provision for employee benefits and the related deferred tax liability adjustment

Beban terkait dengan kewajiban imbalan kerja sebesar US$2.993.767 telah diakui dalam neraca pembukaan konsolidasian Perusahaan tertanggal 17 September 2003 sebagai biaya yang ditangguhkan dan menjadi subjek kualifikasi opini auditor atas neraca pembukaan konsolidasian Perusahaan karena tidak sesuai dengan penerapan prinsip akuntansi yang berlaku umum di Indonesia. Perusahaan memutuskan untuk mereklasifikasi beban imbalan kerja yang ditangguhkan tersebut sebagai penyesuaian terhadap akun ekuitas.

The cost associated with employee benefits obligations amounting to US$2,993,767 was recognised in the Company’s opening consolidated balance sheet as of 17 September 2003 as a deferred cost and was the subject of a qualification in the auditors’ opinion on the Company’s opening consolidated balance sheet as not being in accordance with the application of generally accepted accounting principles in Indonesia. The Company decided to reclassify the deferred employee benefits obligation cost as an adjustment to equity.

Penyesuaian terhadap taksiran kewajiban imbalan kerja pada tanggal 17 September 2003 sebesar US$66.944 dilakukan berdasarkan laporan aktuaris independen PT Dayamandiri Dharmakonsilindo pada tanggal 30 Desember 2008.

The adjustment to the provision for employee benefits amounting to US$66,944 as of 17 September 2003 is based on the report of an independent actuary, PT Dayamandiri Dharmakonsilindo, dated 30 December 2008.

Perusahaan mengakui penyesuaian pajak tangguhan terkait dengan penyesuaian ekuitas diatas sebesar US$430.786.

The Company recognised a deferred tax adjustment in relation to the above equity adjustment in the amount of US$430,786.

b. Penyesuaian terhadap penyisihan untuk ARO dan kewajiban pajak tangguhan yang terkait

b. Adjustment for provision for ARO and the related deferred tax liability

Perusahaan mengakui pembebanan liabilitas restorasi atas aset sumur dan fasilitas produksi yang sudah tidak beroperasi sebelum tanggal pendirian Perusahaan sebagai penyesuaian terhadap akun ekuitas.

The Company recognised the cost of restoration liabilities involving unused well assets and production facilities dating to prior to the Company’s establishment as an adjustment to equity.

Jumlah penyesuaian ekuitas yang dibukukan adalah sebesar US$89.498 merupakan dampak pengakuan pembebanan penyisihan untuk ARO untuk sumur-sumur dan fasilitas produksi terkait yang berhenti beroperasi sebelum tanggal 17 September 2003 sebesar US$150.417, dikurangi penyesuaian pajak tangguhan yang terkait sebesar US$60.919.

The total equity adjustment recognised in the amount of US$89,498 represents the effect of the recognition of ARO liability for wells and related production facilities that had ceased operation before 17 September 2003 in the amount of US$150,417, net of the related deferred tax adjustment of US$60,919.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/150 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 25. PENYESUAIAN TERHADAP AKUN EKUITAS DAN BANTUAN PEMERINTAH YANG BELUM DITENTUKAN STATUSNYA (lanjutan) i. Penyesuaian (lanjutan)

terhadap

akun

ekuitas

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 25. EQUITY ADJUSTMENTS AND GOVERNMENT CONTRIBUTED ASSETS PENDING FINAL CLARIFICATION OF STATUS (continued) i. Equity adjustments (continued)

c. Pengalihan Pesawat BAE RJ-85 kepada Sekretariat Negara

c. Transfer of a BAE RJ-85 aircraft to the Secretary of State

Perusahaan melakukan penyesuaian terhadap akun ekuitas terkait dengan pengalihan aset Entitas Anak berupa pesawat BAE RJ-85 senilai US$10.275 kepada Sekretariat Negara, dimana nilai ini belum diakui di akun ekuitas pada neraca pembukaan konsolidasian Perusahaan.

The Company recognised an equity adjustment in relation to the transfer of a Subsidiary’s BAE RJ-85 aircraft for an amount of US$10,275 to the Secretary of State, which had not been recognised in equity in the Company’s opening consolidated balance sheet.

d. Penyesuaian untuk pengakuan pendapatan yang tidak tepat atas KKS Tengah

d. Adjustment for incorrect recognition of revenue from the Tengah PSC

Perusahaan mengakui penyesuaian terhadap akun ekuitas sehubungan dengan pengakuan pendapatan yang tidak tepat berkaitan dengan KKS Tengah dari Pertamina Lama untuk periode dari tahun 1991 sampai 16 September 2003 sebesar US$51.856. Jumlah tersebut merupakan pendapatan yang ditangguhkan pada tanggal 16 September 2003.

The Company recognised an equity adjustment in respect of the inappropriate recognition of revenue in relation to the Tengah PSC by the former Pertamina Entity for the period from 1991 through 16 September 2003 of US$51,856. Such amount represents a deferred income amount as at 16 September 2003.

ii. Bantuan Pemerintah yang belum ditentukan statusnya

ii. Goverment contributed assets pending final clarification of status

a. Depot Pengisian Pesawat Udara (“DPPU”) DPPU Juanda, DPPU Ketaping, DPPU SMB II, DPPU Sepinggan, DPPU Ngurah Rai, dan DPPU Pattimura

a. Aircraft Filling Depots (“DPPUs”) - DPPU Juanda, DPPU Ketaping, DPPU SMB II, DPPU Sepinggan, DPPU Ngurah Rai, and DPPU Pattimura

Berdasarkan beberapa Berita Acara Serah Terima Operasional (“BASTO”) dari Departemen Perhubungan, Perusahaan telah mendapatkan hak pengelolaan dan operasional atas aset DPPU di beberapa bandara di Indonesia yang meliputi: Soekarno Hatta-Jakarta (Phase 1 dan Phase 2), Juanda-Surabaya, Ketaping-Padang, Sultan Mahmud Badaruddin II-Palembang, Sepinggan-Balikpapan, dan Ngurah Rai-Bali.

Based on Minutes of Operational Acceptance Certificates (“MOACs”) from the Department of Transportation, the Company obtained management and operation rights of DPPU assets at certain airports in Indonesia including: Soekarno Hatta-Jakarta (Phase 1 and Phase 2), Juanda-Surabaya, KetapingPadang, Sultan Mahmud Badaruddin IIPalembang, Sepinggan-Balikpapan, and Ngurah Rai-Bali.



25. PENYESUAIAN TERHADAP AKUN EKUITAS DAN BANTUAN PEMERINTAH YANG BELUM DITENTUKAN STATUSNYA (lanjutan)

25. EQUITY ADJUSTMENTS AND GOVERNMENT CONTRIBUTED ASSETS PENDING FINAL CLARIFICATION OF STATUS (continued)

ii. Bantuan Pemerintah yang belum ditentukan statusnya (lanjutan)

ii. Goverment contributed assets pending final clarification of status (continued)

a. Depot Pengisian Pesawat Udara (DPPU) DPPU Juanda, DPPU Ketaping, DPPU SMB II, DPPU Sepinggan, DPPU Ngurah Rai, dan DPPU Pattimura (lanjutan)

a. Aircraft Filling Depots (DPPUs) - DPPU Juanda, DPPU Ketaping, DPPU SMB II, DPPU Sepinggan, DPPU Ngurah Rai, and DPPU Pattimura (continued)

Pada tanggal 15 Juni 2010, Menteri Negara BUMN mengirimkan surat No. S332/MBU/2010 kepada Menteri Keuangan dan Menteri Perhubungan sehubungan dengan pengelolaan aset Fuel Supply System/DPPU di bandara yang seharusnya dikelola oleh perusahaan patungan antara PT Angkasa Pura I (Persero) dan PT Angkasa Pura II (Persero) (selanjutnya keduanya disebut sebagai “Entitas Angkasa Pura”) dan Perusahaan. Aset tersebut saat ini dioperasikan oleh Perusahaan.

On 15 June 2010, the Minister of State-Owned Enterprises sent letter No. S-332/MBU/2010 to the Minister of Finance and the Minister of Transportation regarding Management of Fuel Supply System/DPPU assets at airports to the effect that such assets should be managed by a joint venture between PT Angkasa Pura I (Persero) and PT Angkasa Pura II (Persero) (together referred to as the “Angkasa Pura Entities”) and the Company. Such assets are currently operated by the Company.

Selanjutnya, surat tersebut juga menyatakan bahwa aset DPPU yang berada di bandara Soekarno Hatta dan Juanda dimiliki oleh Entitas Angkasa Pura. Manajemen Perusahaan menyatakan keberatan atas surat No. S-332/MBU/2010 dan mengirimkan surat keberatan dan klarifikasi melalui surat Direktur Utama No. 926/C00000/2010-S0 tanggal 23 Agustus 2010 kepada Menteri Negara BUMN.

Furthermore, the letter also stated that DPPU assets located in Soekarno Hatta and Juanda airports are owned by the Angkasa Pura Entities. Management of the Company disagreed with the position as per letter No. S-332/MBU/2010and sent its objection and clarification through the President Director’s letter No. 926/C00000/2010-S0 dated 23 August 2010 to the Minister of BUMN.

Berdasarkan Notulen Rapat tanggal 27 Juli 2010 antara Perusahaan, Kementerian Perhubungan dan Kementerian Keuangan, disebutkan bahwa sesuai dengan Peraturan Dirjen Perbendaharaan No. PER-10/PB/2007 tanggal 7 Maret 2007, Perusahaan selaku penerima aset DPPU harus mencatat aset tersebut sebagai Bantuan Pemerintah Yang Belum Ditetapkan Statusnya (“BPYBDS”) dalam kelompok ekuitas sesuai nilai yang disebutkan dalam BASTO.

Based on the Minutes of the Meeting dated 27 July 2010 among the Company, the Ministry of Transportation and the Ministry of Finance, based on the Regulation of the Director General of the Treasury No. PER-10/PB/2007 dated 7 March 2007, the Company as the recipient of the DPPU assets should record those assets as Government Contributed Assets Pending Final Clarification of Status (“GCAPFCS”) as part of its equity account based on the value as stated in MOACs.

Manajemen berpendapat bahwa pengelolaan aset DPPU tersebut seharusnya berada di Pertamina berdasarkan peran Pertamina sebagai pemasok bahan bakar minyak di Indonesia.

Management believes that management of the DPPU assets should be Pertamina’s responsibility, based on Pertamina’s role as the supplier of fuel products in Indonesia.







a. Depot Pengisian Pesawat Udara (DPPU) DPPU Juanda, DPPU Ketaping, DPPU SMB II, DPPU Sepinggan, DPPU Ngurah Rai, dan DPPU Pattimura (lanjutan)

a. Aircraft Filling Depots (DPPUs) - DPPU Juanda, DPPU Ketaping, DPPU SMB II, DPPU Sepinggan, DPPU Ngurah Rai, and DPPU Pattimura (continued)

Berdasarkan Persetujuan Direksi No. RRD-69/C00000/2010-S0 tanggal 31 Agustus 2010 dan No. 297/H00000/2010S0 tanggal 16 November 2010, Perusahaan membukukan aset DPPU tersebut pada laporan keuangan konsolidasian tahun 2009 sejumlah Rp558.890 juta sebagai aset tetap Perusahaan dengan mengkredit akun ekuitas.

Based on the Board of Directors Approvals No. RRD-69/C00000/2010-S0 dated 31 August 2010 and No. 297/H00000/2010-S0 dated 16 November 2010, the Company recorded the DPPU assets in the 2009 consolidated financial statements in the amount of Rp558,890 million as the Company’s fixed assets with a corresponding credit to equity.

Berdasarkan Berita Acara Rekonsiliasi atas aset bantuan Pemerintah No. BA-12/KN.3/REKON.BPYDS/2011 tanggal 10 Februari 2011 antara Perusahaan dan Kementerian Perhubungan, telah disepakati bahwa aset DPPU di Bandara Soekarno Hatta adalah milik PT Angkasa Pura II (Persero) dan aset DPPU di bandara Pattimura adalah milik Perusahaan. Perusahaan menambah akun ekuitas bantuan Pemerintah yang belum ditentukan statusnya sebesar Rp7.713 juta mengikuti keputusan-keputusan ini, sehingga saldo akun ini menjadi Rp566.603 juta (setara dengan US$67.010) pada 31 Desember 2010.

Based on Minutes of Reconciliation of Government’s contributed assets No. BA-12/KN.3/REKON.BPYDS/2011 dated 10 February 2011 between the Company and Ministry of Transportation, it was agreed that DPPU assets at Soekarno Hatta Airport belong to PT Angkasa Pura II (Persero) and DPPU assets at Pattimura airport belong to the Company. The Company increased its equity account - Government contributed assets pending final clarification of status by Rp7,713 million to reflect these decisions, resulting in the balance of this account of Rp566,603 million (equivalent to US$67,010) at 31 December 2010.

Pada tahun 2011 terdapat koreksi kurs sebesar Rp401 juta dan koreksi berdasarkan hasil review BPKP No. LAP-919/D504/1/2011 tertanggal 3 November 2011 atas 3 (tiga) DPPU yaitu Juanda, Ketaping dan SMB II, untuk mengeluarkan unsur PPN sejumlah Rp39.928 juta dan Pajak Penghasilan pasal 23 sejumlah Rp5.356 juta dari nilai BASTO sebelumnya sehingga saldo akun ini menjadi Rp520.918 juta (setara dengan US$61.969).

In 2011, there were foreign exchange correction amounting to Rp401 million and correction based on BPKP review in its report No. LAP-919/D504/1/2011 dated 3 November 2011 for 3 (three) DPPUs, i.e. Juanda, Ketaping and SMB II, to exclude VAT components amounting to Rp39,928 million and Withholding Tax article 23 amounting to Rp5,356 million from previous MOACs, which brought the balance of this account to Rp520,918 million (equivalent to US$61,969).

Berdasarkan Peraturan Pemerintah No. 13 Tahun 2012 tanggal 25 Januari 2012, saldo akun ini diakui sebagai tambahan penyertaan modal negara Republik Indonesia ke dalam modal saham Perusahaan sebesar Rp520.918 juta dan telah didokumentasikan dengan dengan Akta Notaris No. 1 dari Lenny Janis Ishak, S.H.

Based on Government Regulation No. 13 Year 2012 dated 25 January 2012, the balance of this account was recognised as an addition to the Government of Indonesia’s capital contribution to the Company in the amount of Rp520,918 million and documented in Notarial Deed No. 1 of Lenny Janis Ishak, S.H.







b. Instalasi Refueling Apron DPPU Sultan Hasanuddin dan Fuel Hydrant Facilities DPPU Juanda

b. Refuelling Apron Installation DPPU Sultan Hasanuddin and Fuel Hydrant Facilities DPPU Juanda

Berdasarkan BASTO No. 05/BA/MKS-HND/ XII/2011, No: AU/14525/KEU.1227/XII/2011, No.BA-084/F100000/2011-S3 dan BASTO No.005/ F00000/2012-S0, No. BA.125 Tahun 2012, No. 0573/B3/KOBU/IV/2012 dari Kementerian Perhubungan, Perusahaan telah mendapatkan hak pengelolaan dan operasional atas aset Instalasi Refuelling Apron di Bandara Sultan HasanuddinMakassar dan Fuel Hydrant Facilities di Bandara Juanda-Surabaya, sehingga saldo akun ini menjadi Rp12.453 juta (setara dengan US$1.361) pada 31 Desember 2012.

Based on MOACs No. 05/BA/MKS-HND/ XII/2011, No: AU/14525/KEU.1227/XII/2011, No.BA-084/F100000/2011-S3 and MOACs No.005/ F00000/2012-S0, No. BA.125 Tahun 2012, No. 0573/B3/KOBU/IV/2012 from the Ministry of Transportation, the Company obtained management and operation rights of Refuelling Apron Installation at Sultan Hasanuddin Airport-Makassar and Fuel Hydrant Facilities at Juanda AirportSurabaya, resulting in the balance of this account of Rp12,453 million (equivalent to US$1,361) at 31 December 2012.

26. UANG MUKA DIVIDEN

26. DIVIDEND ADVANCES 2012


2011*

Uang muka dividen tahun 2010 Interim 2010

-

-

166,834

Dividend advances for the year 2010 Interim 2010

Jumlah

-

-

166,834

Total

Pada tahun 2010, Perusahaan menerima surat dari Menteri Negara BUMN No. S-794/MBU/2010 tanggal 22 Desember 2010 yang menetapkan dividen interim tahun 2010 sebesar Rp1.500.000 juta (setara dengan US$166.834). 27. SALDO LABA

In 2010, the Company received a letter from the Minister of State-Owned Enterprises No. S-794/MBU/2010 dated 22 December 2010, declaring the interim dividend for 2010 in the amount of Rp1,500,000 million (equivalent to US$166,834). 27. RETAINED EARNINGS

Rapat Umum Pemegang Saham Luar Biasa (RUPSLB)

Extraordinary Shareholders’ Meetings (ESMs)

I.

I.

RUPSLB tahun buku 2011 Pada tanggal 28 Mei 2012, Perusahaan menyelenggarakan RUPSLB untuk tahun buku 2011. Berdasarkan notulen rapat, pemegang saham menetapkan antara lain hal-hal berikut ini:


ESM for the year 2011 On 28 May 2012, the Company held an ESM for the year 2011. Based on the minutes of meeting, the shareholder approved, among others, the following actions:


PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/154 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 27. SALDO LABA (lanjutan) Rapat Umum Pemegang Saham Luar Biasa (RUPSLB) (lanjutan) II.

RUPSLB tahun buku 2011 (lanjutan)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 27. RETAINED EARNINGS (continued) Extraordinary Shareholders’ Meetings (ESMs) (continued) II.

Penggunaan laba bersih Perusahaan tahun buku 2011 sebesar Rp20.471.552 juta: - Pembagian dividen sebesar Rp7.257.043 juta. - Dana Program Kemitraan sebesar Rp204.716 juta. - Alokasi sebesar Rp409.432 juta untuk Dana Program Bina Lingkungan. - Cadangan umum sebesar Rp12.600.361 juta yang terdiri dari cadangan wajib sebesar Rp1.023.578 juta dan cadangan lainnya sebesar Rp11.576.783 juta. - Penetapan tantiem (bonus) bagi Direksi dan Dewan Komisaris. III.

RUPSLB tahun buku 2010

ESM for the year 2011 (continued) Utilisation of 2011 net income of the Company amounting to Rp20,471,552 million : - Distribution of a dividend of Rp7,257,043 million. - Allocation of Rp204,716 million to a Partnership Development Program. - Allocation of Rp409,432 million to a Community Development Program. - Allocation of Rp12,600,361 million to a general reserve consisting of a compulsory reserve of Rp1,023,578 million and to other reserves of Rp11,576,783 million. - Allocation of the tantiem (bonus) for the members of the Boards of Directors and Commissioners.

III.

ESM for the year 2010

Pada tanggal 14 Juni 2011, Perusahaan menyelenggarakan RUPSLB untuk tahun buku 2010. Berdasarkan notulen rapat, pemegang saham menetapkan antara lain hal-hal berikut ini:

On 14 June 2011, the Company held an ESM for the year 2010. Based on the minutes of meeting, the shareholder approved, among others, the following actions:

Penggunaan laba bersih Perusahaan tahun buku 2010 sebesar Rp16.775.554 juta: - Pembagian dividen sebesar Rp7.123.104 juta termasuk dividen yang telah dibayarkan sebesar Rp1.500.000 juta - Dana Program Kemitraan sebesar Rp167.757 juta. - Alokasi sebesar Rp251.633 juta untuk Dana Program Bina Lingkungan. - Cadangan umum sebesar Rp9.233.062 juta yang terdiri dari cadangan wajib sebesar Rp838.778 juta dan cadangan lainnya sebesar Rp8.394.284 juta. - Penetapan tantiem (bonus) bagi Direksi dan Dewan Komisaris.

Utilisation of 2010 net income of the Company amounting to Rp16,775,554 million: - Distribution of a dividend of Rp7,123,104 million including a paid dividend amounting to Rp1,500,000 million. - Allocation of Rp167,757 million to a Partnership Development Program. - Allocation of Rp251,633 million to a Community Development Program. - Allocation of Rp9,233,062 million to a general reserve consisting of a compulsory reserve of Rp838,778 million and to other reserves of Rp8,394,284 million. - Allocation of the tantiem (bonus) for the members of the Boards of Directors and Commissioners.



28. PENJUALAN DALAM NEGERI MINYAK MENTAH, GAS BUMI, ENERGI PANAS BUMI DAN HASIL MINYAK

28. DOMESTIC SALES OF CRUDE OIL, NATURAL GAS, GEOTHERMAL ENERGY AND OIL PRODUCTS

2012

2011*

Gas bumi DMO fees - minyak mentah

2,205,404 1,021,778

1,429,685 1,003,394

Panas bumi - uap dan listrik Minyak mentah

537,155 201,535

534,069 338,019

17,385,639 11,424,759

18,757,710 11,066,392

4,491,206 3,606,651 1,800,002 467,462 533,132

4,284,084 3,231,836 2,586,339 691,516 548,748

80,085 9,205

30,486 109,382

43,764,013

44,611,660

Hasil minyak: Minyak solar Bensin premium LPG, petrokimia, pelumas dan lainnya Avtur dan Avigas BBM industri dan marine Minyak tanah Pertamax, Pertamax Plus (gasoline) dan Pertadex (diesel) Minyak diesel Lain-lain

29. PENGGANTIAN PEMERINTAH

BIAYA

SUBSIDI

DARI

Jumlah penggantian biaya subsidi LPG tabung 3 kg (Catatan 9d)

Koreksi BPK atas penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu untuk tahun 2011 (Catatan 9a) Koreksi BPK atas penggantian biaya subsidi LPG tabung 3 kg untuk tahun 2011 (Catatan 9d) Koreksi BPK atas penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu untuk tahun 2010 (Catatan 9a) Koreksi BPK atas penggantian biaya subsidi LPG tabung 3 kg untuk tahun 2010 (Catatan 9d)

FROM

THE

2011*

15,442,938

Current year: Net amount of reimbursement of cost subsidy for certain BBM products (Note 9a)

3,175,539

2,413,501

Total reimbursement of cost subsidy for LPG 3 kg cylinders (Note 9d)

21,932,402

17,856,439

18,756,863

(7,758)

-

(686)

-

-

5,119

-

(1,064)

(8,444) 21,923,958 * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

Oil products: Automotive Diesel Oil (ADO) Premium gasoline LPG, petrochemicals, lubricants and others Avtur and Avigas Industrial/Marine Fuel Oil (IFO/MFO) Kerosene Pertamax, Pertamax Plus (gasoline) and Pertadex (diesel) Industrial Diesel Oil (IDO) Others

29. SUBSIDY REIMBURSEMENTS GOVERNMENT

2012 Tahun berjalan: Jumlah bersih penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu (Catatan 9a)

Natural gas DMO fees - crude oil Geothermal energy - steam and electricity Crude oil

Correction from BPK for reimbursement of cost subsidy for certain BBM products for the year 2011 (Note 9a) Correction from BPK for reimbursement of cost subsidy for LPG 3 kg cylinders for the year 2011 (Note 9d) Correction from BPK for reimbursement of cost subsidy for certain BBM for the year 2010 (Note 9a) Correction from BPK for reimbursement of cost subsidy for LPG 3 kg cylinders for the year 2010 (Note 9d)

4,055 17,860,494 As restated (refer to Note 4) *



30. PENJUALAN EKSPOR MINYAK MENTAH, GAS BUMI DAN HASIL MINYAK

30. EXPORT OF CRUDE OIL, NATURAL GAS AND OIL PRODUCTS

2012 Hasil minyak Minyak mentah Gas bumi

31. PENDAPATAN USAHA OPERASI LAINNYA

DARI

2011*

4,174,319 327,222 212,720

3,709,074 402,550 178,172

4,714,261

4,289,796

AKTIVITAS

31. REVENUES IN RELATION TO OTHER OPERATING ACTIVITIES

2012 Jasa transportasi gas bumi Jasa kesehatan dan rumah sakit Jasa transportasi udara Jasa regasifikasi gas Jasa perkapalan Jasa manajemen portofolio Jasa teknik dan transportasi Jasa perkantoran dan perhotelan Lain-lain (masing-masing dibawah US$10.000)

2011*

113,844 74,143 64,381 45,806 39,634 29,890 22,951 18,652

86,619 61,776 49,125 71,443 28,718 59,507 18,864

Natural gas transportation services Health and hospital services Air transportation services Gas regasification services Shipping services Portfolio management services Technical and transportation services Office and hospitality services

1,977

8,732

Others (each below US$10,000)

411,278

384,784

32. BEBAN POKOK PENJUALAN

32. COST OF GOODS SOLD 2012

Saldo awal persediaan hasil minyak Penyisihan penurunan nilai persediaan atas hasil minyak (Catatan 10) Beban produksi: - Bahan baku - Bahan pembantu - Utilitas, prasarana, bahan bakar - Beban upah - Sewa - Penyusutan (Catatan 12) - Angkut dan transportasi - Perawatan dan perbaikan - Material dan peralatan - Bea masuk - Jasa profesional - Perjalanan dinas - Overhead lainnya


Oil products Crude oil Natural gas

2011*

(4,955,035) 41,861

(4,353,311) 22,494

(4,913,174)

(4,330,817)

(28,664,821) (1,585,351) (699,522) (470,702) (426,184) (319,065) (197,507) (131,461) (130,452) (123,611) (100,284) (21,850) (119,456)

(28,434,259) (1,244,882) (465,463) (379,974) (405,417) (324,083) (161,246) (93,675) (206,899) (92,971) (74,759) (22,600) (54,253)

(32,990,266)

(31,960,481)

Beginning balance of oil products Allowance for decline in value of inventory of oil products (Note 10) Production costs: Direct materials Supporting materials Utilities, infrastructure and fuel Labour cost Rent Depreciation (Note 12) Freight and transportation Maintenance and repairs Materials and equipment Custom and duty Professional services Business travel Other overheads -




32. BEBAN POKOK PENJUALAN (lanjutan)

32. COST OF GOODS SOLD (continued) 2012

Pembelian hasil minyak dan lainnya: - Impor bensin premium - Impor minyak solar - Impor hasil minyak lainnya - Pembelian domestik hasil minyak lainnya - Impor BBM industri dan marine - Pembelian energi panas bumi

Saldo akhir persediaan hasil minyak Penyisihan penurunan nilai persediaan atas hasil minyak, akhir (Catatan 10)

2011*

(13,835,468)

(7,987,520)

(6,370,964) (3,583,109)

(11,707,208) (2,835,226)

(3,520,688)

(2,348,426)

(839,489) (345,938)

(571,773) (337,622)

(28,495,656)

(25,787,775)

5,732,227

4,955,035

(32,384)

(41,861)

(60,699,253)

(57,165,899)

33. BEBAN PRODUKSI HULU DAN LIFTING

2011* (791,035) (489,357)

(517,807) (362,872) (247,099)

(349,979) (200,029) (129,443)

Contracts TAC partners Depreciation, depletion and amortisation (Notes 13) Materials Salaries

(177,214)

(43,291)


(2,390,961)

(2,003,134)

34. EXPLORATION COSTS 2012


Allowance for decline in value of inventory of oil products, ending (Note 10)

(558,924) (527,045)

34. BEBAN EKSPLORASI

Seismik, geologi dan geofisika Sumur kering Indonesian Participation/Pertamina Participating Interests Lain-lain (masing-masing di bawah US$10.000)

Ending balance of oil products

33. UPSTREAM PRODUCTION AND LIFTING COSTS 2012

Kontrak Mitra TAC Penyusutan, deplesi dan amortisasi (Catatan 13) Material Gaji Lain-lain (masing-masing di bawah US$10.000)

Purchases of oil products and others: Imports of premium gasoline Imports of Automotive Diesel Oil (ADO) Imports of other oil products Domestic purchases of other oil products Imports of industrial/marine fuel oil (IFO/MFO) Purchases of geothermal energy -

2011*

(131,748) (103,752)

(101,536) (17,236)

(67,327)

(74,188)

Seismic, geological and geophysical Dry holes Indonesian Participation/Pertamina Participating Interests

(73,203)

(10,096)


(376,030)

(203,056)




35. BEBAN DARI AKTIVITAS OPERASI LAINNYA

35. EXPENSES IN RELATION TO OTHER OPERATING ACTIVITIES

2012 Beban pokok pendapatan jasa Transportasi dan jasa sub-kontraktor Gaji, upah dan tunjangan karyawan lainnya Penyusutan (Catatan 12) Klaim asuransi

2011*

(244,670)

(248,701)

(125,707)

(130,912)

(88,860) (38,541) (24,152)

(73,136) (60,179) (21,224)

(521,930)

(534,152)

36. BEBAN PENJUALAN DAN PEMASARAN

36. SELLING AND MARKETING EXPENSES 2012

Angkut dan transportasi Gaji, upah dan tunjangan karyawan lainnya Penyusutan (Catatan 12) Jasa profesional Biaya pengisian tabung LPG Perawatan dan perbaikan Material dan peralatan Iklan dan promosi Sewa Utilitas, prasarana dan bahan bakar Perjalanan dinas Beban penjualan lainnya (masing-masing di bawah US$10.000)

2011*

(268,600)

(266,746)

(214,015) (158,920) (132,277) (107,281) (97,175) (51,804) (42,487) (25,689) (25,231) (24,388)

(193,378) (147,521) (60,949) (111,791) (56,130) (69,863) (35,674) (11,424) (22,707) (18,534)

(2,958)

(4,271)

(1,150,825)

37. BEBAN UMUM DAN ADMINISTRASI


Freight and transportation Salaries, wages, and other employee benefits Depreciation (Notes 12) Professional services LPG filling fee Maintenance and repairs Materials and equipment Advertising and promotion Rent Utilities, infrastucture and fuel Business travel Other selling expenses (each below US$10,000)

(998,988)

37. GENERAL AND ADMINISTRATIVE EXPENSES 2012

Gaji, upah, dan tunjangan karyawan lainnya Pajak, retribusi, dan denda Jasa profesional Pelatihan, pendidikan, dan rekrutmen Sewa Perawatan dan perbaikan Perjalanan dinas Material dan peralatan Penyusutan, deplesi dan amortisasi (Catatan 11, 12 dan 13) Lain-lain (masing-masing di bawah US$10.000)

Cost of services Transportation and sub-contractor services Salaries, wages and other employee benefits Depreciation (Note 12) Insurance claims

2011*

(521,957) (144,782) (63,561) (33,327) (26,941) (19,056) (31,671) (21,802)

(485,691) (149,448) (80,823) (24,828) (53,501) (40,675) (30,471) (53,902)

(37,404)

(36,988)

Salaries, wages, and other employee benefits Taxes, retributions, and penalties Professional services Training, education, and recruitment Rent Maintenance and repairs Business travel Materials and equipment Depreciation, depletion and amortisation (Notes 11, 12 and 13)

(120,722)

(81,961)


(1,021,223)

(1,038,288)




38. PENDAPATAN/(BEBAN) KEUANGAN - BERSIH

38. FINANCE INCOME/(COST) – NET

2012 Pendapatan keuangan: Jasa giro Deposito berjangka dengan jatuh tempo 3 (tiga) bulan atau kurang Medium Term Notes (Catatan 11) Investasi jangka pendek

Beban keuangan: Obligasi Sewa pembiayaan Pinjaman jangka panjang Pinjaman jangka pendek Akresi (Catatan 22) Lain-lain (masing-masing di bawah US$10.000)

2011* 43,744

37,642 12,071 11,709

31,254 28,540 14,557

132,040

118,095

(140,133) (59,180) (51,157) (45,740) (31,953)

(52,322) (71,591) (50,501) (38,262) (71,164)

Finance costs: Bonds Finance lease Long-term loans Short-term loans Accretion (Note 22)

(1,140)

(3,556)


(329,303)

(287,396)

39. PENDAPATAN/(BEBAN) LAIN-LAIN – BERSIH

39. OTHER INCOME/(EXPENSE) – NET

2012 Jasa pelabuhan dan pengangkutan Denda kontrak dan material serta klaim Pendapatan dari Kerja Sama Operasi (KSO) Peralatan dan perlengkapan Pendapatan sewa Pembalikan penurunan nilai aset tetap Koreksi atas biaya pembongkaran dan restorasi (Catatan 22) Keuntungan/(kerugian) dari pelepasan aset tetap Pendapatan jasa manajemen Kurang bayar PPN retensi tahun 2002 Kurang bayar PPN tahun 2007 Kurang bayar PPN tahun 2008 Lain-lain (masing-masing di bawah US$10.000)


Finance income: Current accounts Deposits with maturities of 3 (three) months or less Medium Term Notes (Note 11) Short-term investments

70,618

2011* 66,041

53,372

39,533

35,769

27,458 27,349 26,551 21,850

11,131 19,203 17,328 5,264

17,156

91,029

16,241 5,224

(249) 32,455

(116,408) -

(125,540) (55,174) (66,644)

(16,435)

97,895

114,560

115,839

Docking services Contract and material penalties and claims Joint operations (KSO) revenue Supplies and equipment Rental income Reversal of fixed asset impairment Corrections of decommisioning and site restoration expenses (Note 22) Gain/(loss) on disposal of fixed asset Management fee income Underpayment of VAT retention 2002 Underpayment of VAT 2007 Underpayment of VAT 2008 Others (each below US$10,000)




40. PERPAJAKAN a.

40. TAXATION

Pajak dibayar di muka

a. 2012

Perusahaan: Tagihan pajak penghasilan badan: - 2003 - 2004 - 2005 - 2007 - 2008 - 2009 - 2010 - 2011 - 2012 PPN: - 2007 - 2009 - 2010 Pajak dibayar dimuka untuk naik banding atas surat ketetapan pajak Pajak lain-lain Jumlah - Perusahaan Entitas Anak: PPN yang dapat ditagihkan kembali PPN Pajak dibayar dimuka untuk naik banding atas surat ketetapan pajak Pajak lain-lain

Prepaid taxes 1 Januari/ January 2011*

2011*

367,020 335,471 517,502

4,460 43,873 190,648 251,054 406,412 495,820 373,541 357,742 -

4,498 44,248 192,281 123,420 475,146 500,066 376,741 -

173,158 48,779 69,136

-

-

The Company: Refundable corporate income tax: 2003 2004 2005 2007 2008 2009 2010 2011 2012 VAT: 2007 2009 2010 -

-

1,363

52,814 1,239

Prepaid tax to appeal on tax assesment Other taxes

1,511,066

2,124,913

1,770,453

Total - Company Subsidiaries:

314,054 127,895

182,766 135,591

207,669 127,843

Reimbursable VAT VAT

66,173 48,913

42,982

28,101

Prepaid tax to appeal on tax assesment Other taxes

557,035

361,339

363,613


Bagian lancar

2,068,101 (405,314)

2,486,252 (306,909)

2,134,066 (273,994)

Bagian tidak lancar

1,662,787

2,179,343

1,860,072



Current portion Non-current portion As restated (refer to Note 4) *



40. PERPAJAKAN (lanjutan) a.

40. TAXATION (continued)

Pajak dibayar di muka (lanjutan)

a.

Prepaid taxes (continued)

Rincian PPN yang dapat ditagihkan kembali adalah sebagai berikut: 2012

Details of reimbursable VAT are as follows: 1 Januari/ January 2011*

2011*

PPN yang dapat ditagihkan kembali dari SKK MIGAS: - PT Pertamina EP - PT Pertamina EP Cepu - PT Pertamina Hulu Energi

199,987 31,828 24,687

125,981 4,331 -

158,581 12,629 -

VAT reimbursable by SKK MIGAS: PT Pertamina EP PT Pertamina EP Cepu PT Pertamina Hulu Energi -

Sub jumlah

256,502

130,312

171,210

Subtotal

Penyisihan PPN yang dapat ditagihkan kembali Sub jumlah PPN yang dapat ditagihkan kembali dari Direktorat Jenderal Anggaran dan Perimbangan Keuangan: - PT Pertamina Geothermal Energy Jumlah

(539) 255,963

(539) 129,773

Provision for reimbursable VAT

164,701

Subtotal

58,091

52,993

42,968

VAT reimbursable by the Directorate General of Budgeting and Finance Stability: PT Pertamina Geothermal Energy

314,054

182,766

207,669

Total

Mutasi saldo penyisihan PPN yang dapat ditagihkan kembali adalah sebagai berikut: 2012

The movement in the provision for reimbursable VAT is as follows: 1 Januari/ January 2011*

2011*

Saldo awal (Pembalikan)/penambahan penyisihan selama tahun berjalan Laba selisih kurs

539

Saldo akhir

539

-

Manajemen berkeyakinan bahwa penyisihan untuk PPN yang dapat ditagihkan kembali pada tanggal 31 Desember 2012, 31 Desember 2011 dan 1 Januari 2011 telah memadai.


(6,509)

6,509

3,441

Beginning balance

(6,109) 139

2,881 187

(Reversal)/addition of provision during the year Foreign exchange gain

6,509

Ending balance

539

Management believes that the provision for reimbursable VAT as of 31 December 2012, 31 December 2011 and 1 January 2011 is adequate.


PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/162 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 40. PERPAJAKAN (lanjutan) b.


Utang pajak

b. 2012

Perusahaan: Pajak penghasilan: Pajak penghasilan pasal 4 (2) Pajak penghasilan Pajak penghasilan Pajak penghasilan Pajak penghasilan Pajak penghasilan PPN - bersih Pajak lain-lain


Taxes payable

2011*

1 Januari/ January 2011* The Company: Income taxes:

pasal 15 pasal 21 pasal 22 pasal 23 pasal 26

Jumlah - Perusahaan Entitas Anak: PT Pertamina EP Pajak penghasilan dan dividen: - 2005 - 2006 - 2007 - 2008 - 2009 - 2010 (2011: telah di-offset dari tahun lalu sebesar US$246.172 dan (Rp16.839 juta) - 2011 - 2012 Pajak lain-lain

PT Pertamina Hulu Energi Pajak penghasilan dan dividen: - 2010 - 2011 - 2012 Pajak lain-lain

450 757 10,367 14,968 1,368 (3,703) 10,922 116,723

473 778 9,637 8,623 1,794 42 136,476 113,692

279 1,057 8,667 9,056 1,506 1,185 66,956 105,201

Income taxes - Article 4 (2) Income taxes - Article 15 Income taxes - Article 21 Income taxes - Article 22 Income taxes - Article 23 Income taxes - Article 26 VAT - net Other taxes

151,852

271,515

193,907

Total – Company

17,454 -

36,785 64,841 9,290 17,454 (10,168)

36,785 64,841 9,290 17,454 (10,168)

(1,867) 178,221 28,339

(1,867) 111,375 22,098

242,432 20,606

222,147

249,808

381,240

Subsidiaries: PT Pertamina EP Income taxes and tax on dividends: 2005 2006 2007 2008 2009 2010 (2011: being offset from last year of US$246,172) and (Rp16,839 million) 2011 2012 Other taxes

PT Pertamina Hulu Energi Income tax and tax on dividends: 2010 2011 2012 Other taxes

78,614 -

107,638 7,357

66,468 620

78,614

114,995

67,088

17,494 24,514 39,256

22,947 5,499 22,235

7,069 33,401 25,541

81,264

50,681

66,011


382,025

415,484

514,339


Jumlah - Konsolidasian

533,877

686,999

708,246

Total - Consolidated

Entitas Anak - lainnya Pajak penghasilan badan PPN Pajak lain-lain


Subsidiaries - others Corporate income tax VAT Other taxes




40. PERPAJAKAN (lanjutan) c.


Beban pajak penghasilan

c. 2012

2011*

Perusahaan: Pajak kini Penyesuaian tahun lalu

2,236

222,208 -

The Company: Current tax Adjustment in respect of prior years

Jumlah beban pajak kini

2,236

222,208

Total current tax expenses

Beban pajak tangguhan

(9,604)

(166,107)

Jumlah beban pajak penghasilan

(7,368)

56,101

Total income tax expenses

Deferred tax expenses

Entitas Anak: Pajak kini Penyesuaian tahun lalu

1,789,958 -

1,737,113 -

Subsidiaries: Current tax Adjustment in respect of prior years


1,789,958

1,737,113



242,796

337,909


2,032,754

2,075,022


Jumlah beban pajak penghasilan Konsolidasi: Beban pajak tangguhan

11,192

Jumlah: Pajak kini Penyesuaian tahun lalu

1,789,958 2,236

1,959,321 -

Total: Current tax Adjustment in respect of prior years


1,792,194

1,959,321



244,384

140,131


2,036,578

2,099,452


Jumlah beban pajak penghasilan

d.

Income tax expense

Pajak kini

(31,671)

d.

Consolidation: Deferred tax expenses

Current taxes

Perhitungan pajak penghasilan kini dilakukan berdasarkan estimasi penghasilan kena pajak. Nilai tersebut mungkin disesuaikan ketika SPT Tahunan disampaikan ke Direktorat Jenderal Pajak (“DJP”).

Current income tax computations are based on estimated taxable income. The amounts may be adjusted when annual tax returns are filed to the Directorate General of Tax (“DGT”).

Pelaporan pajak badan Perusahaan berubah dari Rupiah menjadi Dolar Amerika Serikat. Hal ini dipertimbangkan karena laporan keuangan Perusahaan telah disajikan dalam Dolar Amerika Serikat.

The Company’s tax reporting currency was changed from Rupiah to US Dollar. This matter was considered because the Company’s financial statements are presented by US Dollar.





40. PERPAJAKAN (lanjutan) d.


Pajak kini (lanjutan)

d.

Rekonsiliasi antara beban pajak penghasilan dengan jumlah teoritis beban pajak penghasilan yang dihitung berdasarkan laba sebelum pajak penghasilan Perusahaan sebagai berikut: 2012 Laba konsolidasian sebelum beban pajak Ditambah: Eliminasi konsolidasian Laba sebelum pajak Entitas Anak Laba sebelum pajak penghasilan - Perusahaan Pajak penghasilan dihitung dengan tarif pajak 25% Beban yang tidak dapat dikurangkan untuk keperluan pajak Aset tetap yang tidak dapat disusutkan untuk keperluan pajak Pembalikan penyisihan biaya kesehatan pensiunan Pendapatan usaha Entitas Anak dan perusahaan asosiasi Pendapatan bunga yang dikenakan pajak final Pendapatan lain yang dikenakan pajak final (koreksi PNBP 2007) Penyesuaian tahun lalu Pendapatan lain-lain dikenakan pajak final Selisih karena perubahan mata uang pelaporan Lain-lain Beban pajak penghasilan Perusahaan Beban pajak penghasilan Entitas Anak Beban pajak penghasilan transaksi konsolidasi Beban pajak penghasilan konsolidasian


Current taxes (continued) The reconciliation between income tax expense and the theoretical tax amount on the Company’s profit before income tax is as follows: 2011* Consolidated profit before income tax expense Add: Consolidation eliminations Profit before income tax Subsidiaries

4,802,288

4,504,754

3,022,156

2,655,467

(5,071,158)

(4,704,965)

2,753,286

2,455,256

Profit before income tax - the Company

688,321

613,814

Income tax at 25%

91,431

98,193

1,168

1,630

(16,069)

(3,549)

(736,716)

(616,894)

Non-deductible expenses Non-tax deductible fixed assets depreciation Reversal of provision for post-retirement healthcare benefits Income from Subsidiaries and associates

(25,969)

(22,164)

2,236 (5,441)

(3,094) -

(6,329)

(11,835) -

(7,368)

56,101

2,032,754 11,192

2,036,578

2,075,022 (31,671)

2,099,452

Interest income subject to final tax Other income subject to final tax (PNBP 2007 correction) Adjustment in respect of prior years Other income subject to final tax Diferrence due to changes in reporting currency Others Corporate income tax expense - the Company Corporate income tax expense - Subsidiaries Corporate income tax expense consolidated transaction Consolidated corporate income tax expense







d.

Perhitungan beban pajak penghasilan kini adalah sebagai berikut:

The calculation of current corporate income tax expense is as follows:

2012 Laba konsolidasian sebelum beban pajak Ditambah: Eliminasi konsolidasian Laba sebelum pajak Entitas Anak Laba sebelum pajak penghasilan - Perusahaan Pajak penghasilan dihitung dengan tarif pajak 25% Beban yang tidak dapat dikurangkan untuk keperluan pajak Aset tetap yang tidak dapat disusutkan untuk keperluan pajak Pendapatan usaha Entitas Anak dan perusahaan asosiasi Pendapatan bunga yang dikenakan pajak final (Pembalikan penyisihan)/penyisihan biaya kesehatan pensiunan Pendapatan lain-lain dikenakan pajak final Pendapatan lain yang dikenakan pajak final (koreksi PNBP 2007) Selisih karena perubahan mata uang pelaporan Lain-lain Perbedaan temporer: Penyisihan penurunan nilai atas aset keuangan Penyisihan penurunan nilai aset Non-Free dan Non-Clear Penyisihan penurunan nilai persediaan Penyisihan insentif dan bonus kinerja (tantiem) Penurunan biaya hukum yang masih harus dibayar Diskonto dan biaya emisi yang belum diamortisasi Aset dan liabilitas sewa pembiayaan Penyusutan aset tetap (Pembalikan penyisihan)/ penyisihan imbalan kerja karyawan Rugi fiskal yang dibawa ke masa depan Beban pajak penghasilan kini Perusahaan Dikurangi: pajak dibayar di muka - Perusahaan Kelebihan pembayaran pajak penghasilan badan - Perusahaan * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

Current taxes (continued)

2011* Consolidated profit before income tax expense Add: Consolidation eliminations Profit before income tax Subsidiaries

4,802,288

4,504,754

3,022,156

2,655,467

(5,071,158)

(4,704,965)

2,753,286

2,455,256

Profit before income tax - the Company

688,321

613,814

Income tax at 25%

91,431

98,193

Non-deductible expenses

1,168

1,630

(736,716)

(616,894)

(25,969)

(22,164)

(16,069) (5,441)

(3,549) -

(6,329)

14,315

6,539

(3,094) (11,835) -

168,903

(2)

4,999

6,881

337

3,166

(175)

(27)

(6,944)

(8,573)

(7,227) (7,406)

(5,127) (4,076)

(12,234) 17,400

4,962 -

(517,502)

(517,502)

Non-tax deductible fixed asset depreciation Income from Subsidiaries and associates Interest income subject to final tax (Reversal of provision)/provision for post-retirement healthcare benefits Other income subject to final tax Other income subject to final tax (PNBP 2007 correction) Diferrence due to changes in reporting currency Others Temporary difference: Provision for impairment of financial assets Provision for impairment of Non-Free and Non-Clear assets Provision for decline in value of inventories Provision for incentives and performance bonuses (tantiem) Decrease in accrued legal costs Discount and unamortised debt issuance cost Finance lease assets and liabilities Fixed assets depreciation (Reversal of provision)/ provision for employee benefits Fiscal loss carry forward

(579,950)

Current corporate income tax expense - the Company Less: prepaid taxes The Company -

(357,742)

Over payment of corporate income tax The Company –

222,208







d.

Perhitungan beban pajak penghasilan secara konsolidasi adalah sebagai berikut:

The calculation of consolidated corporate income tax expense is as follows:

2012 Laba sebelum pajak penghasilan – Konsolidasi Pajak penghasilan dihitung dengan tarif pajak efektif Beban yang tidak dapat dikurangkan untuk keperluan pajak Pendapatan usaha Entitas Anak dan perusahaan asosiasi Aset tetap yang tidak dapat disusutkan untuk keperluan pajak Pembalikan penyisihan biaya kesehatan pensiunan Keuntungan penjualan aset tetap Pendapatan bunga yang dikenakan pajak final Pendapatan yang dikenakan pajak final Lain-lain Beban pajak penghasilan konsolidasian

2011*

4,802,288

4,504,754

Profit before income tax - Consolidation

1,940,408

1,873,895

Tax calculated at effective tax rates

263,328

338,895

16,509

42,573

1,168

1,630

(16,069) -

(3,549) 3,340

Non-deductible expenses Income from Subsidiaries and associates Non-tax deductible fixed assets depreciation Reversal of provision for post-retirement healthcare benefits Gain on sale of fixed assets

(32,006)

(27,896)

Interest income subject to final tax

(127,818) (8,942)

(115,959) (13,477)

Income subject to final tax Others

2,036,578

Pajak tangguhan

The weighted average applicable tax rate was 40% (2011: 41%). The decrease was caused by a change in the profitability of the Subsidiaries.

e. 2012

Aset pajak tangguhan Perusahaan: Penyisihan imbalan kerja karyawan Penyisihan penurunan nilai aset keuangan Setoran saham dalam bentuk aset Penyusutan aset tetap Penyisihan insentif dan bonus kinerja (tantiem) Penyisihan penurunan nilai aset Non-Free dan Non-Clear Penyisihan penurunan nilai persediaan Biaya hokum yang masih harus dibayar Aset dan liabilitas sewa pembiayaan Rugi fiskal yang dibawa ke masa depan Diskonto dan biaya emisi yang belum diamortisasi

Deferred tax 1 Januari/ January 2011*

2011*

Deferred tax assets The Company: 271,425

283,659

278,697

247,298

232,983

64,080

99,957 58,886

99,957 66,292

99,957 70,370

44,985

44,648

41,482

37,887

31,348

31,350

25,221

20,222

13,341

12,698

12,873

12,900

(16,280)

(9,053)

(3,927)

17,400 (15,516) 783,961


Consolidated corporate income tax expenses

2,099,452

Rata-rata tertimbang tarif pajak yang digunakan adalah 40% (2011 : 41%). Penurunan disebabkan oleh perubahan kemampuan menghasilkan laba dari Entitas Anak.

e.

Current taxes (continued)

(8,572) 774,357

-

Provision for employee benefits Provision for impairment of financial assets Capital contribution in the form of assets Fixed assets depreciation Provision for incentives and performance bonuses (tantiem) Provision for impairment of Non-Free and Non-Clear assets Provision for decline in value of inventories Accrued legal cost Finance lease assets and liabilities Fiscal loss carryforward Discount and unamortised debt issuance cost

608,250




40. PERPAJAKAN (lanjutan) e.


Pajak tangguhan (lanjutan)

e.

Deferred tax (continued)

2012 Aset pajak tangguhan awal tahun Dikreditkan pada laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian Aset pajak tangguhan pada akhir tahun

774,357

608,250

9,604

166,107

783,961

774,357

2012 Entitas Anak: Aset minyak dan gas bumi Penyisihan imbalan kerja karyawan Penyisihan penurunan nilai Aset tetap Cadangan bonus dan insentif Rugi fiskal yang dibawa ke masa depan Pendapatan tangguhan Penyisihan untuk biaya pembongkaran dan restorasi Biaya yang tidak terpulihkan Lain-lain

2011*

13,082

34,978

(36,880)

10,503 7,568 1,143

9,980 6,326 704

9,274 5,786 829

951

148

-

838 9,345

3,332 35,245

(2,872) 4,428

130 765

34,803

63,214

2012

2012

Provision for employee benefits Provision for impairment Fixed assets Provision for bonuses and incentives

333 67,236 (2,559)

Tax loss carryforward Deferred revenue Provision for decomissioning and site restoration Unrecovered cost Others

82,596

63,214 4,762

82,596 (1)

(33,173)

(19,381)

34,803

63,214

77,919

Deferred tax assets at the beginning of the year Translation adjustments Charged to consolidated statement of comprehensive income Deferred tax assets at the end of the year


89,111

2012

57,440

Transaction on consolidation Unrealised profits from consolidation transaction level

2011* 89,111

57,440

(11,192)

31,671

77,919

89,111

2012


Subsidiaries: Oil and gas properties

2011*

2011*

Aset pajak tangguhan awal tahun (Dibebankan)/dikreditkan pada laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian Aset pajak tangguhan pada akhir tahun

Konsolidasian Aset pajak tangguhan awal tahun Selisih penjabaran (Dibebankan)/dikreditkan pada laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian Aset pajak tangguhan pada akhir tahun


2011*

Aset pajak tangguhan pada awal tahun Selisih penjabaran Dibebankan pada laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian Aset pajak tangguhan pada akhir tahun

Transaksi pada konsolidasian Laba yang belum direalisasikan dari transaksi konsolidasian

Deferred tax assets at the beginning of the year Credited to consolidated statement of comprehensive income Deferred tax assets at the end of the year

Deferred tax assets at the beginning of the year (Charged)/credited to consolidated statement of comprehensive income Deferred tax assets at the end of the year

2011*

926,682 4,762

748,286 (1)

(34,761)

178,397

896,683

926,682

Consolidation Deferred tax assets at the beginning of the year Translation adjustments (Charged)/credited to consolidated statement of comprehensive income Deferred tax assets at the end of the year As restated (refer to Note 4) *



40. PERPAJAKAN (lanjutan) e.


Pajak tangguhan (lanjutan)

e. 2012

Jumlah aset pajak tangguhan - konsolidasian - bersih


2011*

896,683

926,682

2012 Liabilitas pajak tangguhan Entitas Anak: Penyisihan untuk biaya pembongkaran dan restorasi Aset sewa pembiayaan Penyisihan imbalan kerja karyawan Pendapatan tangguhan Penyisihan penurunan nilai Aset yang tidak dikapitalisasi Excess fair value over NBV Aset tetap Aset minyak dan gas bumi Lain-lain

49,340 29,679 2,746 (22,617) (44,014) (44,551) (1,600,337) 2,874

39,986 30,659 5,122 (80,181) (49,929) (19,750) (1,278,836) 10,854

Jumlah liabilitas pajak tangguhan - konsolidasian - bersih

(1,163,410)

(954,611)

294,134 169,336

Liabilitas pajak tangguhan pada awal tahun Transaksi eliminasi konsolidasian Dibebankan pada laporan laba-rugi komprehensif konsolidasian Liabilitas pajak tangguhan pada akhir tahun

748,286

221,846 165,618

228,679 154,286

Deferred tax liabilities Subsidiaries: Provision for decomissioning and site restoration Finance lease assets

36,867 Provision for employee benefits 37,031 Deferred revenue 4,074 Provision for impairment (61,487) Non-capitalised assets (57,875) Excess fair value over NBV (8,984) Fixed assets (963,979) Oil and gas properties (4,695) Others

(636,083)

Total deferred tax liabilities - consolidated – net

2011*

(954,611) 824

(636,083) -

(209,623)

(318,528)

(1,163,410)

(954,611)

Administrasi

Total deferred tax asset - consolidated – net


2011*

2012

f.

Deferred tax (continued)

Deferred tax liabilities at the beginning of the year Consolidation elimination transaction Charged to consolidated statements of comprehensive income Deferred tax liabilities at the end of year

f. Administration

Grup menghitung dan membayar sendiri jumlah pajak yang terutang. Berdasarkan perubahan terakhir Undang-undang Pajak Penghasilan yang mulai berlaku sejak tanggal 1 Januari 2008, DJP dapat menetapkan dan mengubah liabilitas pajak dalam batas waktu 5 (lima) tahun sejak tanggal terutangnya pajak.

The Group calculates and pays its tax obligations separately. Based on the most recent amendments of the Income Tax Law effective on 1 January 2008, the DGT may decide and amend tax liabilities within a period of 5 (five) years from the date taxes payable become due.

Berdasarkan peraturan peralihan, pajak untuk tahun fiskal sebelum tahun 2008 dapat diperiksa oleh Otoritas Perpajakan dalam batas waktu 10 (sepuluh) tahun atau paling lambat tanggal 31 Desember 2013.

Under the transitional regulation, taxes for fiscal years prior to 2008 may be assessed by the Tax Authorities for the earlier of 10 (ten) years and up to 31 December 2013.



PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/169 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 40. PERPAJAKAN (lanjutan) g.


Surat ketetapan pajak Perusahaan

Nomor dan tanggal penerbitan surat ketetapan/ Number and issue date of assessment letter


Tahun pajak/ Fiscal year

g.

Jenis pajak/ Type of taxes

Tax assessment letters of the Company

Dalam jutaan Rupiah/In millions of Rupiah Kurang/lebih Keberatan/banding bayar atau yang diajukan rugi oleh fiskal/ Perusahaan/ Underpayment/ Objection/appeal overpayment according or fiscal to the loss Company

-

Status pada tanggal laporan keuangan/ Status as at the date of financial statement

00469 to 00480/207/10/051/12 10 Desember/December 2012

2010

PPN/VAT

Kurang bayar sebesar/ Underpayment of Rp1,015,578

Dalam proses pengajuan keberatan/In the preparation process for objection

00008/407/09/051/12 8 Juni/June 2012

2009

PPN/VAT

Lebih bayar sebesar/ Overpayment of Rp964

Lebih bayar sebesar/ Overpayment of Rp21,637

Dalam proses keberatan/ In objection process

00049 to 00059/207/09/051/12 8 Juni/June 2012

2009

PPN/VAT

Kurang bayar sebesar/ Underpayment of Rp453,524

Lebih bayar sebesar/ Overpayment of Rp36,712

Dalam proses keberatan/ In objection process

KEP-248/WPJ.19/ BD.05/2011 30 Maret/March 2011

2007

PPN/VAT



Dalam proses banding/ In appeal process

KEP-659/PJ.07/2009 10Agustus/August 2009

2005

PPh Badan/ Corporate Income Tax


Lebih bayar sebesar/ Overpayment of Rp1,913,491

Dalam proses banding/ In appeal process



41. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAK YANG BERELASI Saldo signifikan dengan pihak-pihak yang berelasi adalah sebagai berikut:

Kas dan setara kas (Catatan 6) Kas yang dibatasi penggunaannya (Catatan 7) Piutang usaha - pihak berelasi (Catatan 41a) Piutang dari Pemerintah (Catatan 9) Piutang lain-lain pihak berelasi (Catatan 41b) Uang muka dividen (Catatan 26) Investasi dalam Medium Term Notes (Catatan 11) Kas yang dibatasi penggunaannya - tidak lancar (Catatan 14c)

Persentase terhadap jumlah aset Pinjaman jangka pendek (Catatan 15) Utang usaha - pihak berelasi (Catatan 41c) Utang kepada Pemerintah (Catatan 17) Liabilitas jangka panjang (Catatan 19a) Utang lain-lain pihak berelasi (Catatan 41d)

Persentase terhadap jumlah liabilitas * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

41. RELATED PARTY TRANSACTIONS

BALANCES

AND

Significant related party accounts are as follows: 1 Januari/ January 2011*

2012

2011*

3,287,021

2,937,000

2,122,473

88,727

49,744

171,059

2,246,090

2,171,989

944,006

2,714,526

1,905,878

1,486,651

363,125

183,789

-

-

166,834

103,413

220,556

333,667

Restricted cash (Note 7) Trade receivables - related parties (Note 41a) Due from the Government (Note 9) Other receivables - related parties (Note 41b) Dividend advances (Note 26) Investment in Medium Term Notes (Note 11)

23,368

13,956

5,966

Restricted cash non-current (Note 14c)

8,826,270

7,482,912

5,605,898

22%

21%

19%

2,095,231

1,640,515

1,203,934

148,027

142,956

129,145

2,362,795

2,677,524

2,294,788

569,572

914,523

1,128,641

72,668

66,425

39,071

5,248,293

5,441,943

4,795,579

20%

25%

26%

375,242

Cash and cash equivalents (Note 6)

As a percentage of total assets Short-term loans (Note 15) Trade payables related parties (Note 41c) Due to the Government (Note 17) Long-term liabilities (Note 19a) Other payables related parties (Note 41d)

As a percentage of total liabilities As restated (refer to Note 4) *



41. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAK YANG BERELASI (lanjutan) a.

Piutang usaha

41. RELATED PARTY BALANCES TRANSACTIONS (continued) a.

Piutang usaha pada pihak yang berasal dari penjualan dalam negeri minyak mentah, gas bumi dan energi panas bumi dan ekspor minyak mentah dan hasil minyak.

Piutang usaha pihak berelasi Dikurangi: Penyisihan penurunan nilai Bersih Dikurangi: bagian lancar

Related party trade receivables resulting from domestic sales of crude oil, natural gas and geothermal energy and the export of crude oil and oil products.

2,294,915

2,209,580

(48,825)

(37,591)

2,246,090 (2,246,090)

2,171,989 (2,171,989)

-

2012

Penyisihan penurunan nilai



2011*

-

Piutang usaha berdasarkan pelanggan adalah sebagai berikut:

PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) (PLN) dan Entitas Anak TNI/Kementerian Pertahanan (Kemhan) PT Garuda Indonesia (Persero) Tbk. PT Pupuk Kalimantan Timur PT Pupuk Sriwidjaja Palembang PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk. PT Pupuk Kujang PT Elnusa Petrofin PT Petrokimia Gresik Pacific Petroleum & Trading Co. PT Merpati Nusantara Airlines (Persero) PT Trans Pacific Petrochemical Indotama Lain-lain (masing-masing dibawah US$10.000)

Trade receivables

2012

Bagian tidak lancar - bersih (Catatan 14)

AND

1,118,142

Trade receivables from related parties

(174,136) Less: Provision for impairment 944,006 (904,480) 39,526

Net Less: current portion Non-current portion - net (Note 14)

Trade receivables by customer are as follows: 1 Januari/ January 2011*

2011*

1,410,195

1,529,442

591,625

657,400

428,545

191,454

76,425 24,874

42,462 40,597

14,082 631

22,137

19,849

16,799

20,198 13,857 8,889 1,038

30,510 20,031 12,257

39,426 33,143 -

500

26,319

20,144

-

6,685

24,751

-

-

183,806

59,402

52,883

2,281

2,294,915 (48,825)

2,209,580 (37,591)

1,118,142 (174,136)

2,246,090

2,171,989

944,006

PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) (PLN) and Subsidiaries Indonesian Armed Forces/ Ministry of Defense PT Garuda Indonesia (Persero) Tbk. PT Pupuk Kalimantan Timur PT Pupuk Sriwidjaja Palembang PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk. PT Pupuk Kujang PT Elnusa Petrofin PT Petrokimia Gresik. Pacific Petroleum & Trading Co. PT Merpati Nusantara Airlines (Persero) PT Trans Pacific Petrochemical Indotama Others (each below US$10,000) Provision for impairment





41. RELATED PARTY BALANCES TRANSACTIONS (continued)

Piutang usaha (lanjutan)

a.

Piutang usaha berdasarkan umur dari pihak yang berelasi adalah sebagai berikut:

Lancar dan 0 - 3 bulan 3 - 6 bulan 6 - 12 bulan 12 - 24 bulan Jatuh tempo lebih dari 24 bulan

AND

Trade receivables (continued) The ageing of trade receivables from related parties are as follows: 1 Januari/ January 2011*

2012

2011*

1,945,679 61,201 448 259,722

2,154,449 13,469 13,363 1,382

773,098 116,713 15,417

27,865

26,917

212,914

2,294,915

2,209,580

1,118,142

Mutasi saldo penyisihan penurunan nilai atas piutang usaha dari pihak yang berelasi adalah sebagai berikut: 2012

Current and 0 - 3 months 3 - 6 months 6 - 12 months 12 - 24 months Outstanding for more than 24 months

Movements in the provision for impairment of trade receivables from related parties are as follows: 2011*

Saldo awal Penurunan nilai selama tahun berjalan Reklasifikasi Laba selisih kurs

(37,591)

(174,136)

(13,093) 1,859

(35,702) 166,507 5,740

Beginning balance Impairment during the year Reclassification Foreign exchange gain

Saldo akhir

(48,825)

(37,591)

Ending balance

Manajemen Grup menetapkan penyisihan penurunan nilai atas piutang dengan menggunakan pendekatan penurunan nilai secara individual.

The Group’s management has provided a provision for the impairment of receivables using an individual impairment approach.

Manajemen berkeyakinan bahwa penyisihan penurunan nilai telah mencukupi untuk menutup kemungkinan kerugian yang timbul dari tidak tertagihnya piutang usaha dari pihak yang berelasi.

Management believes that the provision for impairment is adequate to cover possible losses that may arise from the uncollectible trade receivables from related parties.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, sebagian besar nilai tercatat piutang usaha pihak berelasi berdenominasi Dolar Amerika Serikat.

As at 31 December 2012 and 2011, most of the carrying amount of the Group’s trade receivables from related parties was denominated in US Dollar.








a.

AND

Trade receivables (continued)

Piutang atas penyaluran BBM dan pelumas kepada TNI/Kemhan

Receivable from fuel and lubricant distribution to the Indonesian Armed Forces (TNI)/Ministry of Defense

Penyaluran BBM dan pelumas kepada TNI/Kemhan berdasarkan pada rencana kebutuhan TNI/Kemhan dan dibatasi dengan Anggaran Belanja Bahan Bakar Minyak dan Pelumas (“BMP”) sebagai salah satu belanja di TNI dan Kementerian Pertahanan. Anggaran Belanja BMP relatif lebih kecil dari tahun ke tahun dibandingkan realisasinya, sehingga setiap tahun menyisakan nilai piutang dan terakumulasi sampai dengan akhir tahun 2012. Dengan rincian sebagai berikut:

The fuel and lubricant distribution to the National Armed Forces was based on the planned need of the Indonesian Armed Forces/Ministry of Defense and was limited by the State Budget for Fuels and Lubricants (“BMP”) as one of the expenditure items of the Indonesian Armed Forces/Ministry of Defense. The BMP budget was relatively smaller over the year compared with the realisation, therefore each year left receivable amounts and being accumulated until the end of 2012. The details are as follows:

2012 Saldo awal Penyaluran bahan bakar minyak dan pelumas Penerimaan atas pembayaran penyaluran BMP Rugi selisih kurs

2011*

428,545

191,454

Beginning balance

464,389

467,135

Distribution of fuel and lubricant

(208,406) (27,128)

(223,049) (6,995)

657,400

428,545

Payment receipts of BMP distribution Foreign exchange loss

Saldo piutang ini akan dibayarkan melalui mekanisme APBNP tahun 2013 setelah hasil audit Badan Pengawasan Keuangan dan Pembangunan (“BPKP”).

The receivable balance will be settled by the mechanism of the 2013 State Budget after being audited by the Finance and Development Supervisory Agency (“BPKP”).

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011, Perusahaan telah membuat penyisihan penurunan nilai masingmasing sebesar US$47.695, US$34.899, dan US$Nihil terhadap piutang ini.

As of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011, the Company has provided a provision for impairment amounting to US$47,695, US$34,899 and US$Nil for these receivables, respectively.





41. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAK YANG BERELASI (lanjutan) b.


Piutang lain-lain Piutang lain-lain berdasarkan adalah sebagai berikut:

b. pelanggan 2012

PT Trans Pacific Petrochemical Indotama PT Donggi Senoro LNG PT Garuda Indonesia (Persero) Tbk. PLN PT Merpati Nusantara Airlines (Persero) Lain-lain (masing-masing dibawah US$10.000)

AND

Other receivables Other receivables by customer are as follows: 1 Januari/ January 2011*

2011*

556,408 258,591

557,906 115,303

302,309 -

57,517 42,729

57,517 -

71,896 -

26,995

23,452

-

75

6,533

1,824

PT Trans Pacific Petrochemical Indotama PT Donggi Senoro LNG PT Garuda Indonesia (Persero) Tbk. PLN PT Merpati Nusantara Airlines (Persero) Others (each below US$10,000)

Penyisihan penurunan nilai

942,315 (579,190)

760,711 (576,922)

376,029 (787)


Dikurangi: bagian lancar

363,125 (291,930)

183,789 (20,159)

375,242 (316,683)

Less: current portion

71,195

163,630

58,559

Bagian tidak lancar - bersih (Catatan 14)

Mutasi saldo penyisihan penurunan nilai atas piutang lain-lain dari pihak yang berelasi adalah sebagai berikut: 2012

Non-current portion - net (Note 14)

Movements in the provision for impairment of other receivables from related parties are as follows: 2011*

Saldo awal Reklasifikasi Penurunan nilai selama tahun berjalan Pembalikan penyisihan Selisih kurs

(576,922) -

(787) (166,507)

Beginning balance Reclassification

(3,371) 1,103

(409,662) 28 6

Impairment during the year Reversal of provision Foreign exchange

Saldo akhir

(579,190)

(576,922)

Ending balance

Manajemen berkeyakinan bahwa penyisihan penurunan nilai telah mencukupi untuk menutup kemungkinan kerugian yang timbul dari tidak tertagihnya piutang lain-lain dari pihak yang berelasi. * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

Management believes that the provision for impairment is adequate to cover possible losses that may arise from the uncollectible other receivables from related parties.





Piutang lain-lain (lanjutan) Piutang dari PT Trans Petrochemical Indotama (TPPI)

41. RELATED PARTY BALANCES TRANSACTIONS (continued) b.

Pacific

AND

Other receivables (continued) Receivables from PT Trans Petrochemical Indotama (TPPI)

Pacific

Piutang Perusahaan dari TPPI pada tanggal 31 Desember 2012 sebesar US$556.408 (31 Desember 2011: US$557.906, 1 Januari 2011: US$486.115) terutama terdiri dari piutang atas penjualan Senipah kondensat (Piutang Senipah) sebesar US$183.806 (31 Desember 2011: US$183.806, 1 Januari 2011: US$184.622) dan piutang atas penyerahan Low Sulphur Waxed Residue Delayed Payment Notes (LSWR DPN) sebesar US$371.797 (31 Desember 2011: US$371.797, 1 Januari 2011: US$301.494).

The Company's receivables from TPPI as of 31 December 2012 amounting to US$556,408 (31 December 2011: US$557,906, 1 January 2011: US$486,115), the majority consisting of receivables from sales of Senipah condensate (Senipah Receivable) amounting to US$183,806 (31 December 2011: US$183,806, 1 January 2011: US$184,622), and receivables from Low Sulphur Waxed Residue Delayed Payment Notes (LSWR DPN) of US$371,797 (31 December 2011: US$371,797, 1 January 2011: US$301,494).

Piutang Perusahaan atas penyerahan LSWR DPN tersebut dijamin dalam bentuk Hak Tanggungan Peringkat Pertama atas 4 bidang tanah berikut aset-aset yang berada di atasnya berupa kilang petrokimia yang dimiliki oleh TPPI yang berlokasi di Tuban, Jawa Timur, Indonesia dan aset-aset lainnya yang menjadi objek jaminan fidusia yang diberikan oleh TPPI. Aset-aset yang dijaminkan tersebut merupakan porsi yang signifikan (berkisar antara 90-95%) dari keseluruhan aset yang dimiliki oleh TPPI. Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011, nilai aset TPPI adalah masing-masing sebesar US$879.947, US$1.007.994 dan US$1.138.383 (tidak diaudit).

The Company’s receivables from LSWR DPN are secured by the First Rank Mortgage over 4 plots of land and assets built on them such as petrochemical refinery owned by TPPI located in Tuban, East Java, Indonesia, and other assets that became objects of fiduciary security provided by TPPI. Those assets being secured as collateral are a significant portion (ranging between 90-95%) of the total assets owned by TPPI. As of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011, TPPI’s total assets amounting to US$879,947, US$1,007,994 and US$1,138,383 (unaudited), respectively.

Pada tanggal 28 Desember 2011 telah ditandatangani Master Restructuring Agreement (MRA) untuk penyelesaian utangutang PT Tuban Petrochemical Industries (“TubanPetro”) termasuk TPPI kepada diantaranya Perusahaan dan PT Perusahaan Pengelola Aset (Persero) q.q. Menteri Keuangan (“PPA”), yang kemudian diamandemen pada tanggal 18 Juni 2012, yang berisikan hal-hal penting sebagai berikut:

On 28 December 2011, a Master Restructuring Agreement (MRA) for debts restructuring of PT Tuban Petrochemical Industries (“TubanPetro”) including TPPI to among others the Company and PT Perusahaan Pengelola Aset (Persero) q.q. Minister of Finance (“PPA”) was signed, which was then amended on 18 June 2012 containing the following important matters:

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/176 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 41. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAK YANG BERELASI (lanjutan) b.

Piutang lain-lain (lanjutan)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 41. RELATED PARTY BALANCES TRANSACTIONS (continued) b.

AND

Other receivables (continued)

Piutang dari PT Trans Pacific Petrochemical Indotama (TPPI) (lanjutan)

Receivables from PT Trans Pacific Petrochemical Indotama (TPPI) (continued)

-

Tanggal efektif berlakunya MRA adalah maksimum 75 hari kalender setelah ditandatanganinya perjanjian pendukung. Piutang LSWR DPN terdiri dari pokok sebesar US$371.797 dan bunga sebesar US$34.464, serta piutang Senipah terdiri dari pokok US$183.806 dan bunga sebesar US$36.370.

-

Untuk piutang LSWR DPN, TPPI akan membayar uang muka secara tunai sebesar US$300.000 dan menerbitkan Standby Letter of Credit (“SBLC”) sebesar US$106.264 yang akan diselesaikan paling lambat 15 Maret 2012. Untuk piutang Senipah, TPPI akan mencicil pembayarannya selama 10 tahun terhitung mulai tanggal 31 Desember 2012 sampai dengan 31 Desember 2021.

-

-

-

-

-

-

The effective date of the MRA is maximum 75 calendar days after the signing of the supporting agreement. The receivables from LSWR DPN consisting of the principal amounting to US$371,797 and interest amounting to US$34,464, and receivables from Senipah consisting of the principal amounting to US$183,806 and interest amounting to US$36,370. For the LSWR DPN receivables, TPPI will pay a down payment of US$300,000 in cash and issue a Standby Letter of Credit (“SBLC”) in the amount of US$106,264 to be completed on 15 March 2012 at the latest. For the receivables from Senipah, TPPI will settle the amount in installments for 10 years starting from 31 December 2012 to 31 December 2021.

Berdasarkan pengalaman sebelumnya, TPPI sering tidak dapat memenuhi komitmennya kepada Perusahaan walaupun telah didukung oleh perjanjian tertulis.

Based on previous experiences, TPPI was unable to fulfil its commitment towards the Company even such already supported by a written agreement.

Dalam tahun 2012, MRA sebagaimana disebutkan di atas, telah gagal dan berakhir karena pihak TubanPetro atau TPPI tidak mampu memenuhi kondisi-kondisi prasyarat MRA sampai dengan berakhirnya tanggal batas akhir yaitu 17 Agustus 2012.

In 2012, an MRA as mentioned above has collapsed and terminated as TubanPetro or TPPI failed to fulfill the conditions precedent of the MRA up to the long stop date namely 17 August 2012.

TubanPetro merupakan induk perusahaan TPPI dengan kepemilikan sebesar 59,5% dan TubanPetro dimiliki oleh PT Silakencana Tirtalestari (“PTST”) sebesar 30% dan oleh PPA sebesar 70%. Kepemilikan PPA atas 70% saham di TubanPetro merupakan salah satu jaminan atas Multi Years Bonds (“MYB”) sebesar Rp3.266.000.000.000 yang diterbitkan oleh TubanPetro sebagai bagian dari restrukturisasi utang di tahun 2004.

TubanPetro is a holding company of TPPI with ownership of 59.5% and TubanPetro is owned by PT Silakencana Tirtalestari ("PTST") by 30% and PPA by 70%. PPA’s 70% ownership in TubanPetro is one of guarantees for Multi Years Bonds ("MYB") amounting Rp3,266,000,000,000 issued by TubanPetro as part of a debt restructuring in 2004.




AND




Pada tanggal 27 September 2012, TubanPetro dinyatakan default oleh PPA karena gagal membayar cicilan MYB. Hal ini membuat Perusahaan dan PPA bekerja sama untuk memulihkan piutang di TubanPetro atau TPPI. Berdasarkan rapat yang dihadiri oleh Perusahaan pada tanggal 23 Januari 2013 di Kementerian Keuangan, diperoleh informasi bahwa PTST diberikan batas waktu sampai dengan tanggal 26 Maret 2013 untuk melunasi seluruh utang MYB yang masih belum terbayar sebesar ±Rp2.939.000.000.000, apabila gagal melunasi maka PTST kehilangan haknya untuk memperoleh kembali saham di TubanPetro yang dijaminkan kepada PPA.

On 27 September 2012, TubanPetro has been declared in default by the PPA for failing to pay installment of MYB. This made the Company and PPA worked together to recover the receivables in TubanPetro or TPPI. Based on meeting which attended by the Company on 23 January 2013 in the Ministry of Finance, known that PTST was given a deadline until 26 March 2013 to settle all outstanding MYB debt amounting ±Rp2,939,000,000,000, if they fail to pay off then PTST will lose their right to buy back the shares in TubanPetro which pledged to PPA.

Pada tanggal 28 September 2012, Argo Capital B.V., dan Argo Global Holdings B.V., yang merupakan kreditur TPPI, mendaftarkan permohonan pailit terhadap TPPI pada Pengadilan Niaga pada Pengadilan Negeri Jakarta Pusat (Pengadilan Niaga). Pendaftaran kepailitan ini mengakibatkan penyelesaian hutang TPPI harus diselesaikan melalui Pengadilan Niaga.

On 28 September 2012, Argo Capital B.V. and Argo Global Holdings B.V. as TPPI creditors filed a bankruptcy petition against TPPI with the Commercial Court at the District Court of Central Jakarta (Commercial Court). This bankruptcy petition has led the TPPI debt settlement to having been settled through the Commercial Court.

Pada tanggal 11 Oktober 2012 telah diselenggarakan Rapat Umum Pemegang Saham Luar Biasa (RUPSLB) TPPI yang diselenggarakan sesuai dengan Direct Agreement antara Perusahaan dan TPPI dan perjanjian pemegang saham TPPI (shareholders agreement). Dalam RUPSLB tersebut, Perusahaan hadir dalam kapasitasnya selaku pemegang saham dan sebagai kuasa dari para pemegang saham TPPI lainnya dan memutuskan antara lain melakukan perubahan manajemen yang bertujuan untuk memastikan kesinambungan operasional agar kondisi TPPI bisa membaik.

On 11 October 2012 an Extraordinary General Meeting of Shareholders was held in accordance with Direct Agreement between the Company and TPPI and the shareholders agreement. In that meeting, the attendance of the Company was in its own capacity as shareholder and as proxies of other shareholders of TPPI, and this meeting resolved among other: reshuffling the management with an aim at ensuring the operational continuation for the improvement of the TPPI condition.

Selanjutnya, terkait gugatan pailit sebagaimana dijelaskan pada paragraf sebelumnya, pada tanggal 5 November 2012 TPPI dinyatakan dalam keadaan Penundaan Kewajiban Pembayaran Utang (“PKPU”) berdasarkan putusan Pengadilan Niaga Nomor 47/PKPU/2012/PN.Niaga.JKT.PST.

Furthermore, with regard to the above mentioned bankruptcy petition, on 5 November 2012, The Commercial Court through its verdict No. 47/PKPU/2012/PN.Niaga.JKT.PST has held that TPPI be in Suspension of Payment (“PKPU”).




AND




Tanggal 11 Desember 2012, dalam Rapat Kreditor dilakukan pemungutan suara atas Rencana Perdamaian dimana mayoritas kreditor TPPI menyetujui Rencana Perdamaian yang diajukan TPPI.

On 11 December 2012, voting was carried out in a Creditors Meeting for the Composition Plan in which TPPI majority creditors approved that Composition Plan proposed by TPPI.

Selanjutnya, pada tanggal 26 Desember 2012, Pengadilan Niaga telah mengesahkan Rencana Perdamaian yang diusulkan oleh manajemen TPPI yang kemudian akan ditindaklanjuti dalam bentuk dokumendokumen transaksi diantara TPPI dan para krediturnya. Adapun ketentuan-ketentuan utama dari Rencana Perdamaian tersebut diantaranya:

On 26 December 2012, the Commercial Court has approved the Composition Plan proposed by the TPPI management which shall be implemented in the form of transactional documents between TPPI and its creditors. The key terms of the Composition Plan are as follows:

a. Mengkonversi hutang-hutang tak berjaminan TPPI (unsecured claims) menjadi penyertaan saham sebesar 75%, yang berdampak langsung berupa dilusi pada pemilikan saham pemegang saham existing menjadi 25%.

a. Converting TPPI unsecured claims into 75% investment in stock which has a direct impact of a 25% dilution of the existing shareholder’s share ownership.

b. Menjadwal ulang pembayaran utang-utang berjaminan TPPI.

b. Rescheduling the secured claims.

Tanggal 2 Januari 2013, salah satu kreditor TPPI yang tidak setuju dengan Rencana Perdamaian mengajukan kasasi kepada Mahkamah Agung atas pengesahan Rencana Perdamaian TPPI yang telah diputuskan oleh Pengadilan Niaga. Apabila kasasi kreditor tersebut disetujui oleh Mahkamah Agung maka TPPI akan dipailitkan.

On 2 January 2013, one of the TPPI’s creditors who disagree with the Composition Plan filed an appeal to the Supreme Court against the homologation of TPPI’s Composition Plan which has been homologated by Commercial Court. If creditor’s appeal is approved by the Supreme Court, then TPPI will go into bankruptcy.

Sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan konsolidasian ini proses tersebut masih berlangsung.

This process is still on-going at the completion date of these consolidated financial statements.

Sampai dengan tanggal 31 Desember 2012, 31 Desember 2011 dan 1 Januari 2011, saldo penyisihan penurunan nilai masing-masing sebesar US$556.408, US$557.906 dan US$145.322 terhadap piutang dari TPPI.

As of 31 December 2012, 31 December 2011, and 1 January 2011, the balance of provision for impairment in the amounts of US$556,408, US$557,906 and US$145,322, respectively, against TPPI’s receivables.

settlement

of

TPPI




AND


PT Donggi Senoro LNG

PT Donggi Senoro LNG

Pinjaman jangka panjang ditujukan untuk pembangunan fasilitas produksi Gas Alam Cair (“LNG”) yang berkapasitas 2 juta ton per tahun. Lokasi proyek terletak di Banggai, Sulawesi. Proyek ini dilaksanakan oleh PT Donggi Senoro LNG dimiliki oleh PT Pertamina Hulu Energi (29%), Sulawesi LNG Development Limited (59,9%) dan PT Medco LNG Indonesia (11,1%). Proyek yang direncanakan selama 4 tahun ini bernilai US$2.802.000 yang dibiayai 40% dari ekuitas dan 60% dari pinjaman.

The long-term receivable is aimed for construction of Liquified Natural Gas (“LNG”) production facility with a capacity of 2 million tonnes per year. The project is located in Banggai, Sulawesi. This project is conducted by PT Donggi Senoro LNG, which is owned by PT Pertamina Hulu Energi (29%), Sulawesi LNG Development Limited (59.9%) and PT Medco LNG Indonesia (11.1%). This project, which is planned to be finalised in 4 years, amounts to US$2,802,000 funded 40% by equity and 60% by a loan.

Pinjaman jangka panjang sebesar US$257.773, diberikan oleh PHE kepada PT Donggi Senoro LNG sesuai dengan perjanjian pinjaman pemegang saham yang dibuat di 2011 antara PHE, pemegang saham PT Donggi Senoro LNG lainnya (PT Medco LNG Indonesia dan Sulawesi LNG Development Limited) dan PT Donggi Senoro LNG.

The long-term loan of US$257,773 is provided by PHE to PT Donggi Senoro LNG in accordance with the shareholder loan agreement entered in 2011 between PHE, other shareholders of PT Donggi Senoro LNG (PT Medco LNG Indonesia and Sulawesi LNG Development Limited) and PT Donggi Senoro LNG.

Sesuai dengan perjanjian tersebut, tanggal jatuh tempo pembayaran adalah 24 bulan setelah tanggal 21 Januari 2011 (tanggal Keputusan Investasi Final) dengan kemungkinan dapat diperpanjang dengan persetujuan semua pemberi pinjaman. Pada bulan Desember 2012, jatuh tempo pembayaran tersebut diperpanjang menjadi 22 Juli 2013.

In accordance with the agreement, the repayment due date is 24 months after 21 January 2011 (date of Final Investment Decision) with the possibility of extension, subject to consent from all lenders. On December 2012, the maturity date was extended to 22 July 2013.

Tingkat suku bunga pinjaman adalah LIBOR Dolar Amerika Serikat satu bulan ditambah 3,75% per tahun. Pembayaran bunga jatuh tempo pada setiap akhir periode (yaitu: tiga bulan setelah pinjaman dicairkan). Akan tetapi, berdasarkan perjanjian pemegang saham, bunga yang timbul di 2011 dan 2012 ditambahkan ke pinjaman pokok tersebut pada akhir periode bunga karena fasilitas produksi LNG masih dalam tahap konstruksi.

The interest rate for the loan is the United States Dollar one month LIBOR plus 3.75% per annum. The interest payment is due on the last day of each interest period (i.e. three months after the loan drawdown). However, in accordance with a shareholders agreement, for 2011 and 2012, interest accruing is compounded with the loan on the last day of each interest period since the LNG production facility is still under construction.

Pendapatan bunga selama 2012 and 2011 masing-masing adalah US$2.693 dan US$1.896. Semua pendapatan bunga ditambahkan ke dalam piutang pinjaman pokok.

Interest income for 2012 and 2011 is US$2,693 and US$1,896, respectively. All interest income has been compounded to the loan receivable.





Piutang lain-lain (lanjutan) PT Garuda (Garuda)

Indonesia

b. (Persero)

AND


Tbk.

PT Garuda Indonesia (Persero) Tbk. (Garuda)

Pada tanggal 19 Oktober 2009, Perusahaan dan Garuda menandatangani Perjanjian Pengalihan Utang No. 1617/C00000/2009-SO. Berdasarkan perjanjian ini, utang usaha Garuda sebesar US$76.485 atas pembelian avtur dari Perusahaan untuk periode 1 Juni 2004 sampai dengan 30 Juni 2006 dikonversikan menjadi pinjaman jangka panjang, yang dikenakan suku bunga LIBOR enam bulan ditambah 1,75% per tahun. Bunga terutang setiap tanggal 30 Juni dan 31 Desember, dimulai pada tanggal 31 Desember 2009.

On 19 October 2009, the Company and Garuda signed a Transfer of Debt Agreement No. 1617/C00000/2009-SO. Based on this agreement, Garuda’s trade payables amounting to US$76,485 for the purchase of avtur from the Company for the period from 1 June 2004 to 30 June 2006 have been converted into a longterm loan, which is subject to interest at the rate of six months’ LIBOR plus 1.75% per annum. Interest is payable every 30 June and 31 December starting on 31 December 2009.

Jadwal pembayaran kembali pinjaman adalah sebagai berikut: 1% dari pokok pinjaman pada tanggal 31 Desember 2009, 5% dari pokok pinjaman pada tanggal 31 Desember 2010 dan 18,8% dari pokok pinjaman pada tanggal 31 Desember setiap tahun selanjutnya sampai dengan tanggal 31 Desember 2015. Denda sebesar 2% per tahun dikenakan atas keterlambatan pembayaran.

The schedule of loan repayments is as follows: 1% of loan principal on 31 December 2009, 5% of loan principal on 31 December 2010 and 18.8% of loan principal on 31 December of each year thereafter until 31 December 2015. A penalty of 2% per annum is applied for late payments.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2010, saldo piutang jangka panjang kepada Garuda yang direstrukturisasi masing-masing sebesar US$57.517, US$57.517 dan US$71.896.

As of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2010, the outstanding restructured long-term receivables from Garuda amounted to US$57,517, US$57,517 and US$71,896, respectively.

Mutasi piutang dari Garuda direstrukturisasi adalah sebagai berikut:

The movements of the restructured receivables from Garuda are as follows:

yang 2012

Saldo awal Penerimaan Bagian lancar disajikan sebagai piutang lain-lain Bagian tidak lancar - bersih


2011*

57,517 -

71,896 (14,379)

Beginning balance Receipts

57,517

57,517

(28,758)

(14,379)

Current portion presented as an other receivable

28,759

43,138

Non-current portion - net





c.


41. RELATED PARTY BALANCES TRANSACTIONS (continued) b.

AND


PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) (PLN)

PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) (PLN)

Pada tanggal 5 Desember 2012, PT Nusantara Regas, Entitas Ventura Bersama, menandatangani Perjanjian Tentang Jual Beli Gas Bumi Hasil Proses Regasifikasi LNG FSRT Jawa Barat dengan PLN dimana Entitas Ventura Bersama menjual gas hasil regasifikasi LNG kepada PLN yang digunakan sebagai pasokan gas untuk operasional pembangkit pusat listrik Muara Karang dan Tanjung Priok dengan menggunakan asset Entitas Ventura Bersama. Jangka waktu perjanjian adalah sejak pertama kali dimulainya penyerahan gas oleh Entitas Ventura Bersama kepada PLN yaitu sejak 24 Mei 2012 sampai dengan 31 Desember 2022.

On 5 December 2012, PT Nusantara Regas, Joint Venture Entity entered into the Agreement for Sale and Purchase of Natural Gas from West Java FSRT LNG Regasification with PLN, whereby the Joint Venture Entity sells LNG regasification gas to PLN which will be used as gas supply for the operation of Muara Karang and Tanjung Priok power plant centers using the Joint Venture Entity’s assets. Such agreement is effective from the first delivery of gas by the Joint Venture Entity to PLN, i.e. from 24 May 2012 up to 31 December 2022.

Pada tanggal 31 Desember 2012 saldo piutang sewa terkait dengan implikasi dari perlakuan akuntansi sewa pembiayaan atas PJBG antara Entitas Ventura Bersama dengan PLN adalah sebesar US$42.729.

As of 31 December 2012, the finance lease receivable related to implication of finance lease accounting treatment on PJBG between the Joint Venture Entity and PLN amounted to US$42,729.

PT Merpati Nusantara Airlines (Persero) (MNA)

PT Merpati Nusantara Airlines (Persero) (MNA)

Pada tanggal 27 Oktober 2009, MNA telah mengajukan permohonan untuk merestrukturisasi utangnya. Kesepakatan dicapai pada tanggal 17 Oktober 2011 melalui rapat dengan Kementerian BUMN. Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011, saldo piutang jangka panjang kepada MNA yang direstrukturisasi masingmasing sebesar Rp254.288 juta dan US$698 (total setara dengan US$26.995), Rp212.665 juta (setara dengan US$23.452), dan Rp212.665 juta (setara dengan US$23.653). Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011 dan 1 Januari 2011, saldo penyisihan penurunan nilai atas piutang ini masingmasing sebesar US$21.992, US$18.262 dan US$22.611.

On 27 October 2009, MNA requested to restructure its payable. An agreement was made on 17 October 2011 through a meeting at the Ministry of State-Owned Enterprises. As of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011, the outstanding restructured long-term receivables from MNA amounted to Rp254,288 million and US$698 (total equivalent to US$26,995), Rp212,665 million (equivalent to US$23,452) and Rp212,665 million (equivalent to US$23,653), respectively. As of 31 December 2012 and 2011 and 1 January 2011, the balance of provision for impairment amounting to US$21,992, US$18,262 and US$22,611, respectively.

Utang usaha

c. 2012

PT Rekayasa Industri PT Wijaya Karya (Persero) Tbk. PT Adhi Karya (Persero) Tbk. PT PAL Indonesia (Persero) PT Badak NGL Pacific Petroleum & Trading Co. Ltd. Korea Indonesia Petroleum Co. Lain-lain (masing-masing dibawah US$10.000) Jumlah * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

Trade payables 1 Januari/ January 2011*

2011*

46,161 25,800 15,824 5,534 -

38,711 13,718 16,886 13,955

-

-

54,708

59,686

148,027

142,956

46,959 PT Rekayasa Industri - PT Wijaya Karya(Persero) Tbk. - PT Adhi Karya (Persero) Tbk. PT PAL Indonesia (Persero) PT Badak NGL Pacific Petroleum & 38,324 Trading Co. Ltd. 39 Korea Indonesia Petroleum Co. Others (each 43,823 below US$10,000) 129,145

Total As restated (refer to Note 4) *



41. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAK YANG BERELASI (lanjutan) d.

Utang lain-lain

d. 2012

e.


AND

Other payables 1 Januari/ January 2011*

2011*

PT Badak NGL Lain-lain (masing-masing dibawah US$10.000)

58,749

56,726

35,086

13,919

9,699

3,985

PT Badak NGL Others (each below US$10,000)

Jumlah

72,668

66,425

39,071

Total

Penjualan dan pendapatan usaha lainnya

e.

Grup melakukan penjualan dan pendapatan usaha lainnya kepada pihak berelasi pada 2012 dan 2011 yang mencerminkan 46% dan 45% dari total penjualan dan pendapatan usaha lainnya di periode yang sama sebagai berikut:

The Group had sales and other operating revenues involving related parties in 2012 and 2011, representing 46% and 45% of the total sales and other operating revenues for the years as follow:

2012 Penjualan dalam negeri minyak mentah, gas bumi, energi panas bumi dan hasil minyak - Entitas yang berelasi dengan Pemerintah - Pemegang saham - Perusahaan asosiasi Penggantian biaya subsidi dari Pemerintah - Pemegang saham

Sales and other operating revenues

2011* Domestic sales of crude oil, natural gas, geothermal energy and oil products

10,121,258 1,987 91,034

21,923,958

11,477,254 104,716 187,846

17,860,494

Penjualan ekspor minyak mentah dan hasil minyak - Perusahaan asosiasi

292,952

256,963

Imbalan jasa pemasaran - Pemegang saham

110,930

150,707

Pendapatan usaha dari aktivitas operasi lainnya - Entitas yang berelasi dengan Pemerintah - Mempunyai anggota manajemen kunci yang sama dengan Perusahaan Jumlah


Entities related to Government Shareholder Associates Subsidy reimbursements from the Government Shareholder Export of crude oil and oil products Associates Marketing fees Shareholder Revenues in relation to other operating activities

46,392

53,212

Entities related to Government -

-

8,260

Common key management -

32,588,511

30,099,452

Total




41. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAK YANG BERELASI (lanjutan) f.


Beban pokok penjualan

f.

Grup melakukan pembelian dari pihak berelasi pada tahun 2012 dan 2011 yang mencerminkan 30% dan 32% dari total beban pokok penjualan (Catatan 32) di periode yang sama sebagai berikut:

Jumlah

g.

2011*

17,622,208

17,640,337

-

338

664,468

570,463

38,626

30,367

18,325,302

18,241,505

Kompensasi manajemen kunci

g.

Manajemen kunci adalah Direksi dan Dewan Komisaris Perusahaan. Kompensasi yang dibayar atau terutang pada manajemen kunci adalah sebagai berikut:

h.

Hubungan berelasi

dengan

yang

Sifat dari hubungan pihak-pihak yang berelasi yang mengadakan transaksi dengan perusahaan:

•

Hubungan/ Relations Pemegang saham/Shareholder

•

Perusahaan asosiasi/Associates


Entities related to Government Oil product: LPG Associates Entities related to Government Total

Key management compensation

2011* 26,151

pihak-pihak

Crude oil Shareholder Natural gas

Key management comprises the Boards of Directors and Commissioners of the Company. The compensation paid or payable to key management is shown below:

2012 Gaji dan imbalan lainnya

Cost of goods sold The Group performed purchases from related parties in 2012 and 2011, representing 30% and 32%, respectively, of the total cost of goods sold (Note 32) for the years as follow:

2012 Minyak mentah Pemegang saham Gas bumi Entitas yang berelasi dengan Pemerintah Hasil minyak: LPG Perusahaan asosiasi Entitas yang berelasi dengan Pemerintah

AND

19,929

h.

Salaries and other benefits

Relations with related parties The nature of the relationships with the related parties is as follows:

Pihak-pihak yang berelasi/ Related parties Pemerintah Republik Indonesia/ The Government of the Republic of Indonesia PT Arun NGL PT Badak NGL PT Elnusa Tbk. Pacific Petroleum & Trading Co. Ltd. Korea Indonesia Petroleum Co. Ltd. PT Tugu Reasuransi Indonesia PT Asuransi Samsung Tugu PT Asuransi Jiwa Tugu Mandiri PT Trans Java Gas Pipeline PT Asuransi Maipark Indonesia PT Staco Jasapratama Indonesia PT Donggi Senoro LNG As restated (refer to Note 4) *



41. SALDO DAN TRANSAKSI DENGAN PIHAK YANG BERELASI (lanjutan) h.

•

• •

•

Hubungan dengan berelasi (lanjutan)

pihak-pihak

yang

Hubungan/ Relations Perusahaan ventura bersama/ Joint ventures Mempunyai anggota manajemen kunci yang sama dengan Perusahaan/ Common key management Entitas yang berelasi dengan Pemerintah/ Entities related to the Government

Personil Manajemen Kunci/ Key Management Personnel

Transaksi antar pihak yang berelasi didasarkan pada kesepakatan antar pihak yang pada umumnya mengacu kepada harga pasar dengan keuntungan tertentu.

41. RELATED PARTY BALANCES TRANSACTIONS (continued) h.

AND

Relations with related parties (continued) Pihak-pihak yang berelasi/ Related parties

PT Patra SK PT Nusantara Regas PT Perta Samtan Gas PT Perta Daya Gas Koperasi Karyawan Pertamina Dana Pensiun Pertamina Yayasan Kesejahteraan Pegawai Pertamina Tentara Nasional Indonesia (TNI) Polisi Republik Indonesia (Polri) PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) PT Pupuk Indonesia (Persero) PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk. PT Krakatau Steel (Persero) Tbk. PT Garuda Indonesia (Persero) Tbk. PT Merpati Nusantara Airlines (Persero) PT Wijaya Karya (Persero) Tbk. PT PAL Indonesia (Persero) PT Trans Pacific Petrochemical Indotama PT Bina Bangun Wibawa Mukti Perusahaan Badan Usaha Milik Negara (BUMN) lainnya Perusahaan Badan Usaha Milik Daerah (BUMD) lainnya BNI BRI Bank Mandiri Lembaga Pembiayaan Ekspor Indonesia Direksi/Board of Directors Dewan Komisaris/Board of Commissioners Karyawan lain yang mempunyai peranan kunci dalam Perusahaan/Other key management personnel Transactions between related parties are based on an agreement between both parties which generally refer to the market price which include a specified margin.



42. INFORMASI SEGMEN

42. SEGMENT INFORMATION

Manajemen telah menentukan segmen operasi berdasarkan laporan yang ditelaah oleh komite pengarah stratejik yang digunakan untuk mengambil keputusan stratejik.

Management has determined the operating segments based on the reports reviewed by the strategic steering committee that are used to make strategic decisions.

Segmen dikelompokkan menjadi dua kegiatan usaha utama meliputi Hulu dan Hilir, yang merupakan laporan segmen Perusahaan sesuai PSAK No 5 (Revisi 2009), “Segmen Operasi” (Catatan 2u).

Segments are grouped into two principal business activities consisting of Upstream and Downstream, representing the Company's reportable segments as defined in accounting standards for segment reporting SFAS No 5 (Revised 2009), “Operation Segment” (Note 2u).

Hulu/ Upstream

Hilir/ Downstream

31 Desember/December 2012 Jumlah sebelum eliminasi/ Total Lain-lain/ before a) Others elimination

Jumlah konsolidasi/ Total consolidated

Eliminasi/ Elimination

Penjualan eksternal Penjualan antar segmen

3,941,536 4,307,059

66,794,320 210,733

188,584 173,156

70,924,440 4,690,948

(4,690,948)

70,924,440 -

Jumlah segmen pendapatan

8,248,595

67,005,053

361,740

75,615,388

(4,690,948)

70,924,440

Hasil segmen

4,515,124

178,166

26,161

4,719,451

44,767

4,764,218

Rugi selisih kurs - bersih Pendapatan keuangan Beban keuangan Bagian atas laba bersih perusahaan asosiasi Pendapatan lain-lain - bersih

40,452 132,040 (329,303) (1,693) 196,574 38,070

Laba sebelum beban pajak penghasilan

4,802,288


(2,036,578)

Laba tahun berjalan Laba yang dapat diatribusikan kepada: Pemilik entitas induk

2,765,710

2,760,654


5,056

External sales Inter-segment sales Total segment revenues Segment results Foreign exchange loss - net Finance income Finance cost Share in net income of associates Other income- net

Income before income tax expense

Income for the year Income attributable to: Owners of the parent Non-controlling interest

Informasi Lain Segmen aset Investasi

16,593,803 148,052

30,334,031 7,560,229

803,672 150,505

47,731,506 7,858,786

(7,603,052) (7,104,880)

40,128,454 753,906

Jumlah aset

16,741,855

37,894,260

954,177

55,590,291

(14,707,932)

40,882,360

Total assets

7,137,756

25,737,482

540,080

33,415,318

(7,725,739)

25,689,579

561,030

492,002

18,705

1,071,737

-

1,071,737

2,720,660

710,176

26,275

3,457,111

-

3,457,111

Segment liabilities Depreciation, depletion and amortisation expense Additions of fixed assets, oil & gas and geothermal properties

Segmen liabilitas Beban penyusutan, deplesi dan amortisasi Penambahan aset tetap, aset minyak & gas serta panas bumi

a)

Lain-lain terdiri dari sewa perkantoran, perumahan dan hotel, jasa pengangkutan udara, jasa kesehatan dan pengoperasian rumah sakit, manajemen portofolio, jasa pengeboran minyak dan gas, jasa transportasi gas, jasa pengembangan sumber daya manusia dan jasa asuransi.

a)

Other Information Segment assets Investments

Others consist of offices rental, housing and operation of hotels, air transportation services, health services and operation of hospitals, investment management, oil and gas drilling services, gas transportation services, human resources development services and insurance services.



42. INFORMASI SEGMEN (lanjutan)

Hulu/ Upstream

42. SEGMENT INFORMATION (continued) 31 Desember/December 2011* Jumlah sebelum eliminasi/ Total Lain-lain/ before a) Others elimination

Hilir/ Downstream

Jumlah konsolidasi/ Total consolidated

Eliminasi/ Elimination

Penjualan eksternal Penjualan antar segmen

3,596,829 4,256,018

63,536,752 195,467

163,860 149,434

67,297,441 4,600,919

(4,600,919)

67,297,441 -

Jumlah segmen pendapatan

7,852,847

63,732,219

313,294

71,898,360

(4,600,919)

67,297,441

External sales Inter-segment sales Total segment revenues

Hasil segmen

4,641,004

823,179

16,426

5,480,609

(126,685)

5,353,924

Segment results

Laba selisih kurs - bersih Pendapatan keuangan Beban keuangan Bagian atas laba bersih perusahaan asosiasi Pendapatan lain-lain - bersih

(10,090) 118,095 (287,396) (6,320) (663,459) (849,170)

Laba sebelum beban pajak penghasilan

Foreign exchange gain - net Finance income Finance cost Share in net income of associates Other income - net

4,504,752

Income before income tax expense


2,099,452

Income tax expense

Laba tahun berjalan Laba yang dapat diatribusikan kepada: Pemilik entitas induk

2,405,300

Income for the year

6,145


(9,485,043) (6,383,048)

34,188,085 735,558

Other Information Segment assets Investments

50,791,734

(15,868,091)

34,923,643

Total assets

31,088,502

(9,447,469)

21,641,003

2,399,155

Kepentingan non-pengendali Informasi Lain Segmen aset Investasi

16,434,116 77,985

26,352,122 6,397,292

886,890 103,329

43,673,128 7,118,606

Jumlah aset

16,512,101

32,749,414

990,219

7,904,179

22,598,053

586,270

(395,631)

(503,289)

(19,830)

(918,750)

-

1,747,494

803,239

16,961

2,567,694

-

Segmen liabilitas Beban penyusutan, deplesi dan amortisasi Penambahan aset tetap, aset minyak & gas serta panas bumi

a)

Lain-lain terdiri dari sewa perkantoran, perumahan dan hotel, jasa pengangkutan udara, jasa kesehatan dan pengoperasian rumah sakit, manajemen portofolio, jasa pengeboran minyak dan gas, jasa transportasi gas, jasa pengembangan sumber daya manusia dan jasa asuransi.

a)

Segment liabilities Depreciation, depletion and amortisation (918,750) expense Additions of fixed assets, oil & gas and geothermal 2,567,694 properties

Others consist of office rental, housing and operation of hotel, air transportation services, health services and operation of hospitals, investment management, oil and gas drilling services, gas transportation services, human resources development services and insurance services.

Transaksi antar segmen dilakukan dengan mengacu pada syarat yang disetujui di antara perusahaan-perusahaan.

Transaction between segments are carried out at agreed terms between companies.

Tabel berikut ini menunjukkan distribusi dari pendapatan konsolidasian Grup berdasarkan segmen geografis:

The following table shows the distribution of the Group’s consolidated revenues based on its geographic segments:

2012

2011*

Pendapatan Indonesia Negara lainnya

66,210,179 4,714,261

63,007,645 4,289,796

Revenues Indonesia Other countries

Pendapatan konsolidasian

70,924,440

67,297,441

Consolidated revenues



PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/187 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 42. INFORMASI SEGMEN (lanjutan)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 42. SEGMENT INFORMATION (continued)

Pendapatan dari dua pelanggan segmen hilir pada tahun 2012 dan 2011 mencerminkan 41,54% dan 40,14% (US$29.460.322 dan US$27.012.229) dari jumlah penjualan dan pendapatan usaha lainnya.

Revenue from two customers of the downstream segment in 2012 and 2011 represents approximately 41.54% and 40.14% (US$29,460,322 and US$27,012,229) of total sales and other operating revenues.

Seluruh aset Grup secara substansial berlokasi di Indonesia, kecuali aset tetap Petral berupa kantor yang berlokasi di Hong Kong dan Singapura.

Substantially all of the Group’s assets are located in Indonesia, except for Petral’s offices which are located in Hong Kong and Singapore.

43. KESEPAKATAN KONTRAK MINYAK DAN GAS BUMI a.

Kontrak Kerja Sama (KKS)

43. OIL AND GAS CONTRACT ARRANGEMENTS a.

Production Sharing Contracts (PSCs)

KKS dibuat oleh kontraktor KKS dengan Pemerintah melalui BPMIGAS (sekarang SKSP MIGAS atau SKK MIGAS) untuk jangka waktu kontrak 20 - 30 tahun dan dapat diperpanjang sesuai dengan peraturan yang berlaku.

PSCs are entered into by PSC contractors with BPMIGAS (now SKSP MIGAS or SKK MIGAS acting on behalf of the Government, for a period of 20 - 30 years, and may be extended in accordance with applicable regulations.

-

-

Wilayah Kerja Wilayah kerja KKS adalah wilayah dimana kontraktor KKS dapat melaksanakan kegiatan operasi minyak dan gas bumi. Pada saat atau sebelum akhir tahun kontrak ke-10 sejak tanggal efektif KKS, kontraktor KKS wajib mengembalikan 10% dari luas wilayah kerja yang ditentukan kepada Pemerintah.

-

Bagi Hasil Produksi Minyak Mentah dan Gas Bumi

Working Area The PSC working area is a designated area in which the PSC contractors may conduct oil and gas operations. On or before the tenth year from the effective date of PSCs, the PSC contractors must return 10% of such designated working area to the Government.

-

Crude Oil and Gas Production Sharing

Pembagian hasil produksi minyak dan gas bumi dihitung secara tahunan, dan merupakan jumlah lifting minyak dan gas bumi selama periode/tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember setelah dikurangi Investment Credit, First Tranche Petroleum (FTP) dan cost recovery.

Oil and gas production sharing is determined annually, and represents the total liftings of oil and gas in each period/year ending 31 December net of Investment Credit, First Tranche Petroleum (FTP) and cost recovery.

Kontraktor KKS dikenai pajak atas pendapatan kena pajak dari kegiatan KKS berdasarkan bagian mereka atas hasil produksi minyak dan gas bumi, dikurangi bonus-bonus, pada tarif pajak gabungan yang terdiri dari pajak penghasilan badan dan pajak dividen.

The PSC contractors are subject to tax on their taxable income from their PSC operations based on their share of equity oil and gas production, less bonuses, at a combined tax rate comprising corporate income tax and dividend tax.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/188 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 43. KESEPAKATAN KONTRAK MINYAK DAN GAS BUMI (lanjutan) a.

Kontrak Kerja Sama (KKS) (lanjutan) -

Pengembalian Biaya Operasi

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 43. OIL AND GAS CONTRACT ARRANGEMENTS (continued) a.

Production (continued) -

Pengembalian biaya operasi tiap tahun terdiri dari: i. Biaya non-kapital tahun berjalan ii. Penyusutan biaya kapital tahun berjalan iii. Biaya operasi tahun-tahun sebelumnya yang belum memperoleh penggantian (unrecovered cost) -

Harga Minyak Mentah dan Gas Bumi

Domestic Market Obligation (DMO)

Contracts

(PSCs)

Cost Recovery Annual cost recovery comprises: i. ii.

Current year non-capital costs Current year depreciation of capital costs iii. Unrecovered prior years’ operating costs

-

Bagian kontraktor KKS atas produksi minyak mentah dinilai dengan Harga Minyak Indonesia (Indonesian Crude Prices - ICP). Gas bumi yang dikirim kepada pihak ketiga dan pihak yang berelasi dinilai dengan harga yang ditetapkan dalam perjanjian jual beli yang bersangkutan. -

Sharing

Crude Oil and Natural Gas Prices The PSC contractors’ crude oil production is priced at Indonesian Crude Prices (ICP). Natural gas deliveries to third parties and related parties are valued based on the prices stipulated in the respective sale and purchase contracts.

-

Domestic Market Obligation (DMO)

Minyak Mentah

Crude Oil

Kontraktor KKS wajib memenuhi kebutuhan dalam negeri Indonesia dengan perhitungan setiap tahun sebagai berikut:

The PSC contractor is required to supply the domestic market in Indonesia with the following annual calculation:

i. Mengalikan jumlah minyak mentah yang diproduksikan dari wilayah kerja dengan hasil pembagian antara jumlah kebutuhan minyak mentah dalam negeri sebagai pembilang dan jumlah seluruh minyak mentah Indonesia yang diproduksi oleh seluruh perusahaan perminyakan sebagai penyebut.

i.

ii. Menghitung 25% jumlah minyak mentah yang diproduksi dari wilayah kerja KKS.

ii. Compute 25% of the total quantity of crude oil produced from the contract area.

iii. Mengalikan jumlah minyak mentah yang lebih kecil antara hitungan (i) dan (ii) dengan persentase bagi hasil minyak mentah.

iii. Multiply the lower computed, either under (i) or (ii) by the resultant percentage of the contractor’s entitlement.

Harga DMO untuk minyak mentah adalah harga rata-rata tertimbang dari seluruh jenis minyak mentah yang dijual oleh KKS.

The price at which the DMO crude oil is supplied is equal to the weighted average of all types of crude oil sold by the PSC Contractor.

Multiply the total quantity of crude oil produced from contract area by a fraction the numerator of which is the total quantity of crude oil to be supplied and the denominator is the entire Indonesian production of crude oil of all petroleum companies.



43. KESEPAKATAN KONTRAK MINYAK DAN GAS BUMI (lanjutan) a.

Kontrak Kerja Sama (KKS) (lanjutan) -

-

Domestic (lanjutan)

Market

Obligation

43. OIL AND GAS CONTRACT ARRANGEMENTS (continued) a.

(DMO)

Production (continued) -

(PSCs)

Obligation

(DMO)

Natural Gas

Kontraktor KKS juga wajib memenuhi kebutuhan gas dalam negeri Indonesia sebesar 25% dari total gas bumi yang diproduksi dari wilayah kerja kontraktor KKS dikalikan dengan persentase bagi hasil gas bumi Kontraktor KKS.

The PSC contractor is also required to supply the domestic market in Indonesia with 25% of the total quantity of natural gas produced from the contract area multiplied by the PSC Contractor entitlement percentage.

Harga DMO untuk gas bumi adalah harga yang ditentukan berdasarkan harga jual yang disepakati di dalam kontrak penjualan.

The price at which the DMO gas is supplied is the price determined based on the agreed contracted sales prices.

FTP

-

Hak milik atas persediaan perlengkapan, dan peralatan

dan

Kontrak Kerjasama PT Pertamina EP Pada tanggal 17 September 2005, kontrak kerjasama minyak dan gas bumi dalam bentuk Kontrak Minyak dan Gas Bumi Pertamina yang serupa dengan KKS sebagai kelanjutan dari Pertamina Petroleum Contract (“PPC”) ditandatangani antara BPMIGAS dan PT Pertamina EP untuk jangka waktu 30 tahun dari tanggal 17 September 2005 sampai dengan tanggal 16 September 2035 dan dapat diperpanjang sesuai dengan kesepakatan tertulis antara para pihak (BPMIGAS dan PT Pertamina EP) dan persetujuan Pemerintah.

FTP The Government is entitled to receive an amount ranging from 10% - 20% of the total production of oil and gas each year before any deduction for recovery of operating costs and investment credit.

-

Persediaan, perlengkapan, dan peralatan yang dibeli oleh kontraktor KKS untuk kegiatan operasi minyak dan gas bumi menjadi milik Pemerintah, namun demikian, kontraktor KKS mempunyai hak untuk menggunakan persediaan, perlengkapan, dan peralatan tersebut sampai dinyatakan surplus atau ditinggalkan dengan persetujuan MESDM. b.

Domestic Market (continued)

Contracts

Gas Bumi

Pemerintah berhak untuk menerima sampai sebesar 10% - 20% dari jumlah produksi minyak dan gas setiap tahun sebelum dikurangi dengan pengembalian biaya operasi dan kredit investasi. -

Sharing

Ownership of materials and supplies, and equipment Materials, supplies, and equipment acquired by the PSC contractors for oil and gas operations belong to the Government; however, the PSC contractors have the right to utilise such materials, supplies, and equipment until they are declared surplus or abandoned with the approval of MoEMR.

b.

PT Pertamina EP’s Cooperation Contract On 17 September 2005, an oil and gas cooperation contract in the form of “Kontrak Minyak dan Gas Bumi Pertamina” which is equivalent to a PSC, was signed between BPMIGAS and PT Pertamina EP as a successor contract to the Pertamina’s Petroleum Contract (“PPC”).This involved a period of 30 years from 17 September 2005 until 16 September 2035, which may be extended in accordance with a written agreement between the parties (BPMIGAS and PT Pertamina EP) and approval from the Government.



43. KESEPAKATAN KONTRAK MINYAK DAN GAS BUMI (lanjutan) b.

Kontrak Kerjasama (lanjutan)

PT

Pertamina

EP

43. OIL AND GAS CONTRACT ARRANGEMENTS (continued) b.

PT Pertamina EP’s Cooperation Contract (continued)

Ketentuan Kontrak Kerjasama PT Pertamina EP berbeda dari ketentuan KKS pada umumnya dalam hal-hal sebagai berikut:

The terms of PT Pertamina EP’s Cooperation Contract differ from general PSC terms in the following respect:

-

-

Bagi Hasil Minyak Mentah dan Gas Bumi Bagi hasil produksi minyak dan gas antara PT Pertamina EP dan Pemerintah adalah masing-masing 67,2269% dan 32,7731%.

-

PT Pertamina EP’s and the Government’s share of equity (profit) oil and gas production is 67.2269% and 32.7731%, respectively.

FTP

-

Pemerintah dan PT Pertamina EP berhak untuk menerima sebesar 5% dari total produksi minyak dan gas setiap tahunnya sebelum dikurangi dengan pengembalian biaya operasi dan kredit investasi. FTP dibagi antara Pemerintah dan PT Pertamina EP sesuai dengan bagi hasil atas produksi minyak dan gas. c.

Perjanjian kerjasama dengan pihak-pihak dalam melakukan aktivitas minyak dan gas – PT Pertamina EP

Crude Oil and Natural Gas Production Sharing

FTP The Government and PT Pertamina EP are entitled to receive an amount equal to 5% of the total production of oil and gas each year before any deduction for recovery of operating costs and investment credit. FTP is shared between the Government and PT Pertamina EP in accordance with the entitlements to oil and gas production.

c.

Cooperation arrangements with the parties in conducting oil and gas activities – PT Pertamina EP

PT Pertamina EP dapat melakukan perjanjian kerja sama dengan pihak lain dalam kegiatan operasi minyak dan gas bumi atau perjanjian perbantuan teknis di sebagian wilayah kerja KKS dalam bentuk perjanjian kerjasama operasi dengan persetujuan Pemerintah melalui MESDM.

PT Pertamina EP can establish cooperation agreements with other parties in conducting oil and gas activities or technical assistance arrangements in certain parts of its Cooperation Contract working area under Joint Venture Arrangements with the approval of the Government through MoEMR.

Recoverable cost dan bagi hasil untuk pihakpihak lain pada perjanjian kerjasama berikut, merupakan bagian dari recoverable cost berdasarkan Kontrak Kerjasama PT Pertamina EP.

The recoverable costs and profit shares of the other parties under the following cooperation agreements form part of PT Pertamina EP’s recoverable costs under its Cooperation Contract.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/191 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 43. KESEPAKATAN KONTRAK MINYAK DAN GAS BUMI (lanjutan) c.

Perjanjian kerjasama dengan pihak-pihak dalam melakukan aktivitas minyak dan gas – PT Pertamina EP (lanjutan) -

Kontrak Bantuan Teknis (KBT)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 43. OIL AND GAS CONTRACT ARRANGEMENTS (continued) c.

Cooperation arrangements with the parties in conducting oil and gas activities – PT Pertamina EP (continued) -

Technical Assistance Contracts (TAC)

Dalam KBT, kegiatan operasional dilakukan melalui perjanjian kemitraan dengan PT Pertamina EP. KBT diberikan pada lapangan yang telah berproduksi atau pernah berproduksi tetapi sudah tidak berproduksi. Produksi minyak dan gas bumi dibagi menjadi bagian tidak dibagi (non-shareable) dan bagian dibagi (shareable). Bagian tidak dibagi merupakan produksi yang diperkirakan dapat dicapai dari suatu lapangan (berdasarkan tren historis produksi dari suatu lapangan) pada saat KBT ditandatangani dan menjadi hak PT Pertamina EP. Produksi bagian tidak dibagi akan menurun setiap tahunnya, yang mencerminkan ekspektasi penurunan produksi. Bagian dapat dibagi berkaitan dengan penambahan produksi yang berasal dari investasi Mitra Usaha pada lapangan KBT.

Under a TAC, operations are conducted through partnership arrangements with PT Pertamina EP. TACs are awarded for fields which are currently in production, or which had previously been in production, but in which production had ceased. Crude oil and natural gas production is divided into non-shareable and shareable portions. The non-shareable portion represents the production which is expected from the field (based on the historic production trends of the field) at the time the TAC is signed and accrues to PT Pertamina EP. Nonshareable production decreases annually reflecting expected declines in production. The shareable portion of production corresponds to the additional production resulting from the Partners’ investments in the TAC fields.

Mitra Usaha berhak atas pengembalian biaya dengan pembatasan tertentu yang diatur dalam masing-masing kontrak. Sisa produksi bagian dibagi (produksi yang dibagi dikurangi pengembalian biaya) akan dibagi antara PT Pertamina EP dan Mitra Usaha. Persentase bagi hasil sisa produksi yang dibagi untuk Mitra Usaha diatur dalam masing-masing kontrak, yaitu antara 26,7857% sampai dengan 67,3077% untuk minyak bumi dan 62,5000% sampai dengan 79,9231% untuk gas bumi. Berikut adalah perjanjian KBT PT Pertamina EP pada tanggal 31 Desember 2012:

The Partners are entitled to recover costs, subject to specified annual limitations depending on the contract terms.The remaining portion of shareable production (shareable production less cost recovery) is split between PT Pertamina EP and the Partners. The Partners’ share of equity (profit) oil and gas production is stipulated in each contract and ranges from 26.7857% to 67.3077% and from 62.5000% to 79.9231%, respectively. As at 31 December 2012 PT Pertamina EP’s TAC arrangements were as follows:



43. KESEPAKATAN KONTRAK MINYAK DAN GAS BUMI (lanjutan) c.


Kontrak (lanjutan)

Bantuan

Teknis

43. OIL AND GAS CONTRACT ARRANGEMENTS (continued) c.

(KBT)


Technical Assistance Contracts (TAC) (continued)

Wilayah Kerja/ Working Area

Wilayah/ Area

Tanggal Efektif Kontrak/ Effective Date of Contract

Sembakung

Kalimantan Timur/ East Kalimantan

22/12/1993

4/10/1994

21/12/2013

Minyak/Oil

Poleng

Jawa Timur/ East Java

22/12/1993

1/5/1998

21/12/2013

Minyak dan gas/ Oil and gas

Babat, Kukui

Jambi

12/7/1994

12/11/2003

11/7/2014

Minyak/Oil

Meruap

Jambi

12/7/1994

30/8/2000

11/7/2014

Minyak/Oil

Mogoi, Wasian

Papua

12/7/1994

22/9/2000

11/7/2014

Minyak/Oil

Sukatani

Jawa Barat/West Java

16/6/1995

15/08/2001

15/6/2015

Minyak/Oil

Haurgeulis


17/11/1995

26/6/2003

16/11/2015

Gas/Gas

PT Radiant Ramok Senabing

Ramok Senabing

Sumatera Selatan/South Sumatera

9/1/1995

23/9/2002

8/1/2015

Minyak/Oil

Intermega Sabaku Pte Ltd.

Sabaku, Salawati - A, D

Papua

9/1/1995

30/11/1995

8/1/2015

Minyak/Oil

Intermega Salawati Pte Ltd.

Salawati – C, E, N dan F

Papua

9/1/1995

18/10/1995

8/1/2015

Minyak/Oil

PT Sembrani Persada Oil (SEMCO)

Semberah

Kalimantan Timur/East Kalimantan

17/11/1995

28/6/2004

16/11/2015


Salamander Energy (North Sumatera) Ltd.

Glagah, Kambuna

Sumatera Utara/North Sumatera

17/12/1996

17/9/2009

16/12/2016


Tanjung Miring Timur


17/12/1996

23/10/2000

16/12/2016

Minyak/Oil

Tanjung Lontar


7/10/1996

22/9/2000

6/10/2016

Minyak/Oil

Mitra Usaha/ Partner

PT Medco E&P Sembakung Korea Development (Poleng) Co. Ltd. PT Babat Kukui Energi PT Binawahana Petrindo Meruap PT Patrindo Persada Maju PT Radiant Energi Sukatani PT Pelangi Haurgeulis Resources

PT Retco Prima Energi Pilona Petro Tanjung Lontar Ltd.

Tanggal Mulai Produksi/ Date of Commencement of Production

Tanggal Akhir Kontrak/ Date of End of Contract

Produksi/ Production





Kontrak (lanjutan)

Bantuan

PT Akar Golindo

Wilayah Kerja/ Working Area Tuba Obi Timur

PT Insani Mitrasani Gelam


Teknis


(KBT)

Wilayah/ Area



Technical Assistance Contracts (TAC) (continued) Tanggal Mulai Produksi/ Date of Commencement of Production



Jambi

15/5/1997

11/10/2011

14/5/2017

Minyak/Oil

Sungai Gelam - A, B, D

Jambi

15/5/1997

13/10/2004

14/5/2017

Minyak dan Gas/Oil and Gas

Langsa

Aceh

15/5/1997

28/2/2002

14/5/2017

Minyak/Oil

PT Putra Kencana Diski Petroleum

Diski

Aceh

16/11/1998

13/02/2002

15/11/2018

Minyak/Oil

IBN Oil Holdico Ltd.

Linda - A, C, G, Sele

Papua

16/11/1998

4/9/2000

15/11/2018

Minyak/Oil

Kaya


22/5/2000

05/06/2012

21/5/2020

Minyak/Oil

Jatirarangon


22/5/2000

1/11/2004

21/5/2020

Minyak dan Gas/Oil and Gas

Kruh


22/5/2000

6/2/2003

21/5/2020

Minyak/Oil

Telaga Said

Aceh

7/8/2002

16/02/2006

6/8/2022

Minyak/Oil

Udang Natuna

Kepulauan Riau/Riau Archipelago

7/8/2002

28/11/2005

6/8/2022

Minyak/Oil

Sukaraja, Pendopo


7/8/2002

19/6/2008

6/8/2022

Minyak/Oil

Meruo Senami

Jambi

14/8/2002

15/02/2012

13/8/2022

Minyak/Oil

Blue Sky Langsa Ltd.

PT Indama Putera Kayapratama Ellipse Energy Jatirarangon Wahana Ltd. PT Binatek Reka Kruh PT Eksindo Telaga Said Darat PT Pertalahan Arnebatara Natuna PT Indo Jaya Sukaraja (Easco Sukaraja) PT Prakarsa Betung Meruo Senami

Pada saat berakhirnya KBT, seluruh aset KBT diserahkan kepada PT Pertamina EP. Mitra Usaha KBT bertanggung-jawab untuk menyelesaikan semua liabilitas KBT yang masih belum diselesaikan kepada pihak ketiga sampai dengan tanggal tersebut.

At the end of TAC contracts, all TAC assets are transferred to PT Pertamina EP. The TAC Partners are responsible for settling all outstanding TAC liabilities to third parties until the end of the TAC contracts.



Kontrak Kerja Sama Operasi (“KSO”)



Operation Co-operation (“OC”) Contract

Dalam KSO, kegiatan operasional dilakukan melalui perjanjian Mitra Usaha dengan PT Pertamina EP. KSO diberikan pada lapangan yang telah berproduksi, dahulu pernah berproduksi tetapi kemudian dihentikan atau belum berproduksi. Terdapat dua jenis kontrak KSO yaitu:

In an OC Contract, operations are conducted through partnership arrangements with PT Pertamina EP. OCs Contract are awarded for fields which are currently in production, or which have previously been in production, but in which production has ceased, or for areas with no previous production. The two types of OC contract are:

a. b.

a. OC Production - Exploration contract b. OC Production contract

Kontrak KSO Eksplorasi - Produksi Kontrak KSO Produksi

Pada kontrak KSO Eksplorasi-Produksi tidak ada bagian minyak mentah yang tidak dibagi (Non-Shareable Oil). Pada kontrak KSO Produksi, produksi minyak bumi dibagi menjadi bagian yang tidak dibagi (non-shareable) dan bagian yang dibagi (shareable).

Under an OC Production-Exploration contract, there is no Non-Shareable Oil. Under an OC Production contract, the crude oil production is divided into non-shareable and shareable portions.

Bagian tidak dibagi atas produksi minyak mentah (”NSO”) merupakan produksi yang diperkirakan dapat dicapai dari suatu lapangan (berdasarkan tren historis produksi dari suatu lapangan) pada saat perjanjian KSO ditandatangani dan menjadi hak PT Pertamina EP. Bagian dibagi berkaitan dengan penambahan produksi minyak dan gas yang berasal dari investasi Mitra Usaha terhadap lapangan KSO yang bersangkutan dan secara umum dibagikan dengan pola yang sama seperti KKS. Dalam beberapa kontrak KSO produksi, meskipun produksi sama atau masih dibawah bagian minyak mentah yang tidak dibagi, penggantian biaya produksi tidak akan ditunda dan dapat diperoleh Mitra Usaha dengan ketentuan sebagai berikut:

The non-shareable portion of crude oil (the ”NSO”) production represents the production which is expected from the field (based on the historic production trends of the field) at the time the OC is signed, and it accrues to PT Pertamina EP. The shareable portion of crude and gas production corresponds to the additional production resulting from the Partners’ investments in the OC fields and is in general split between the parties in the same way as under a Cooperation Contract. In certain OC production contracts, in the event that the production is the same as or less than the NSO, the Partner’s production cost will not be deferred and will be recovered with the following provisions:

-

-

Apabila total biaya produksi yang dikeluarkan untuk operasi tahun berjalan lebih rendah dari total pendapatan NSO, maka pengembaliannya diberikan 70% dari total biaya produksi tahun berjalan tersebut, dan kekurangan biaya produksi tidak diperhitungkan lagi pada tahun-tahun berikutnya.

In the event that the total production cost incurred for the current year’s operations is less than total NSO revenue, recovery will be 70% of production cost incurred for the current year’s operations and the remaining production cost will not be carried forward to any subsequent year.




43. OIL AND GAS CONTRACT ARRANGEMENTS (continued)


Kontrak Kerja Sama Operasi (“KSO”) (lanjutan) -

c.


Apabila total biaya produksi yang dikeluarkan sehubungan dengan operasi tahun berjalan lebih tinggi dari total pendapatan NSO, maka pengembaliannya diberikan sebesar 50% dari total pendapatan NSO dan kekurangannya tidak diperhitungkan lagi pada tahun-tahun berikutnya.

Operation Cooperation (“OC”) Contract (continued) -

In the event that total production cost incurred for the current year’s operations is higher than total NSO revenue, recovery will be 50% of total NSO revenue and the remaining production cost will not be carried forward to any subsequent year.

Persentase bagi hasil produksi bagian Mitra Usaha diatur dalam masing-masing kontrak, yaitu berkisar antara 16,6667% sampai dengan 26,7857% untuk minyak dan 28,8627% sampai dengan 53,5714% untuk gas bumi.

The Partner’s share of equity (profit) oil and gas production is stipulated in each contract and ranges from 16.6667% to 26.7857% for oil and 28.8627% to 53.5714% for gas, respectively.

Terdapat komitmen investasi spesifik yang harus dilakukan dalam jangka waktu tiga tahun setelah tanggal kontrak KSO. Untuk menjamin pelaksanaan komitmen tersebut, Mitra Usaha diharuskan memberikan garansi bank, yang tidak dapat dibatalkan dan tanpa syarat kepada PT Pertamina EP. Mitra Usaha KSO juga diharuskan untuk melakukan pembayaran kepada PT Pertamina EP sejumlah uang yang telah dicantumkan di dalam dokumen penawaran sebelum tanggal penandatanganan kontrak KSO.

Specified investment expenditure commitments are required to be made in the first three years after the OC contract date. To ensure that these expenditure commitments will be met, the Partners are required to provide PT Pertamina EP with irrevocable and unconditional bank guarantees. The OC Partners are also required to make payments to PT Pertamina EP before the date of signing the OC contracts, of the amounts stated in the bid documents.

Pada tanggal 31 Desember 2012 perjanjian Mitra Usaha KSO PT Pertamina EP adalah sebagai berikut:

As at 31 December 2012 PT Pertamina EP’s OC partnership agreements were as follows:

Mitra Usaha/ Partner PT Indelberg Indonesia Perkasa


Wilayah/ Area

Suci


PT Kendal Oil and Gas

Kendal

PT Kamundan Energy PT Formasi Sumatera Energy

Kamundan Tanjung Tiga Timur

GEO Minergy Sungai *) Lilin Ltd.

Sungai Lilin

PT Geraldo Putra **) Mandiri

Ibul Tenggara

Jawa Tengah/ Central Java Papua Sumatera Selatan/ South Sumatera Sumatera Selatan/ South Sumatera Sumatera


Tanggal akhir kontrak/ Date of End of Contract

Tanggal Mulai Produksi/ Commencement of Production


25/04/2007

24/04/2027

-

-

25/04/2007

24/04/2027

-

-

25/04/2007 25/04/2007

24/04/2027 24/04/2022

25/04/2007

Minyak/Oil

25/04/2007

24/04/2022

25/04/2007

Minyak/Oil

25/04/2007

24/04/2022

25/04/2007

Minyak/Oil






Kontrak Kerja Sama Operasi (“KSO”) (lanjutan)



Patina Group Ltd.

Bangkudulis

Pacific Oil & Gas (Perlak) Ltd.

Perlak

PT Indrillco Hulu Energy Ltd.

Uno Dos Rayu

PT Benakat Barat Petroleum

Benakat Barat

PT Petroenergi Utama Wiriagar

Wiriagar

PT Santika Pendopo Energy Cooper Energy Sukananti Ltd. PD Migas Bekasi

***)

Talang Akar

Tangai Sukananti Jatinegara

Samudra Energy Tanjung Lontar Limited

Tanjung Lontar Timur

Prisma Kampung *) Minyak Ltd

Kampung Minyak

Wilayah/ Area

c.


Operation Cooperation (“OC”) Contract (continued)


Tanggal akhir kontrak/ Date of End of Contract

Tanggal Mulai Produksi/ Commencement of Production


Kalimantan Timur/ East Kalimantan Sumatera Utara/ North Sumatera Sumatera Selatan/ South Sumatera Sumatera Selatan/ South Sumatera Papua Barat/ West Papua Sumatera Selatan/ South Sumatera Sumatera Selatan/ South Sumatera Jawa Barat/ West Java Sumatera Selatan/ South Sumatera Sumatera Selatan/ South Sumatera

25/04/2007

24/04/2022

01/1/2011

Minyak/Oil

25/04/2007

24/04/2022

Juli/July 2011

Minyak/Oil

19/12/2007

18/12/2007

-

Minyak/Oil

16/03/2009

15/03/2024

16/3/2009

Minyak/Oil

02/09/2009

01/09/2024

02/09/2009

Minyak/Oil

05/06/2010

04/06/2025

05/07/2010

Minyak/Oil

26/07/2010

25/07/2025

26/07/2010

Minyak/Oil

17/02/2011

16/02/2026

17/02/2011

Gas

17/02/2011

16/02/2031

-

-

15/07/2011

14/07/2026

15/07/2012

Minyak/Oil

Ramba Energy West Jambi Limited

Jambi Barat

Jambi

13/06/2011

12/06/2031

-

-

PT Techwin Benakat *) Timur

Benakat Timur

01/05/2012

30/04/2027

01/05/2012

Minyak/Oil

PT Petroenim Betun Selo

Muara Enim

28/06/2012

27/06/2027

28/06/2012

Minyak/Oil

PT Tawun Gegunung ***) Energi

Cepu Blora

28/06/2012

27/06/2027

28/06/2012

Minyak/Oil

Foster Trembes ***) Petroleum Ltd

Cepu Blora

28/06/2012

27/06/2027

28/06/2012

Minyak/Oil

PT Axis Sambidoyong ***) Energi ***) PT IEV Pabuaran

Sambidoyong

Sumatera Selatan/ South Sumatera Sumatera Selatan/ South Sumatera Jawa Timur/ East Java Jawa Timur/ East Java Jawa Barat/ West Java

26/07/2012

25/07/2027

26/07/2012

Minyak/Oil

03/08/2012

02/08/2027

03/08/2012

Gas

PT Klasofo Energy Resources PT Energi Jambi Indonesia

Klamono Selatan Jambi Barat

Jawa Barat/ West Java Papua

22/11/2012

21/11/2032

-

-

Jambi

23/11/2012

22/11/2032

-

-

*) **) ***)

Pabuaran

Produksi dibawah NSO/Production is less than NSO Terminasi pada 25 April 2012/Terminated at 25 April 2012 Tanggal Mulai Produksi merupakan tanggal efektif kontrak/Commencement date of production is effective date of contract



Kontrak Kerja Sama Operasi (“KSO”) (lanjutan)



Pada saat tanggal kontrak KSO berakhir, seluruh aset KSO diserahkan kepada PT Pertamina EP. Mitra Usaha KSO bertanggung jawab untuk menyelesaikan semua liabilitas KSO yang masih belum diselesaikan kepada pihak ketiga sampai dengan tanggal tersebut. -

Kontrak Unitisasi

Operation Cooperation (“OC”) Contract (continued) At the end of OC contracts, all OC assets are transferred to PT Pertamina EP. The OC Partners are responsible for settling all outstanding OC liabilities to third parties until the end of the OC contracts.

-

Unitisation Agreement

Sesuai dengan Peraturan Pemerintah No. 35 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, Kontraktor KKS diwajibkan untuk melakukan unitisasi apabila terbukti adanya reservoar yang memasuki Wilayah Kerja Kontraktor lainnya. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral menentukan operator pelaksana unitisasi berdasarkan kesepakatan di antara para Kontraktor yang melakukan unitisasi setelah mendapatkan pertimbangan SKK MIGAS.

In accordance with the Government Regulation No. 35 of Year 2004 on Upstream Oil and Gas Business Activities, a contractor is required to conduct unitisation if it is proven that its reservoir extends into another contractor’s Working Area. The Minister of Energy and Mineral Resources will determine the operator for the unitisation based on the agreement between the contractors entering the unitisation after considering the opinions of SKK MIGAS.

Karena beberapa pelamparan reservoar PT Pertamina EP memasuki Wilayah Kerja Kontraktor lainnya, PT Pertamina EP melakukan perikatan Perjanjian Unitisasi dengan beberapa kontraktor:.

Since several of PT Pertamina EP’s oil and gas reservoirs extend into other Contractors’ Working Areas, PT Pertamina EP has already entered into Unitisation Agreements with several contractors.


NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 43. OIL AND GAS CONTRACT ARRANGEMENTS (continued)


Kontrak Unitisasi (lanjutan) Pada tanggal 31 Desember 2012, PT Pertamina EP memiliki Perjanjian Unitisasi sebagai berikut: Lapangan/ Field

Operator

Air Serdang

Talisman Ogan Komering Ltd.

Wakamuk

Suban

Petrochina International (Bermuda) Ltd. JOB Pertamina-Petrochina East Java ConocoPhilips (Grissik) Ltd.

Tanjung Laban

PT Pertamina EP

MB Unit

Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java Ltd. PT Pertamina EP Cepu

Sukowati

Tiung Biru*)

*) Unitisasi Tiung Biru belum memasuki tahap produksi.

c.


Unitisation Agreement (continued) As at 31 December 2012, PT Pertamina EP’s Unitisation Agreements were as follows:

Bagian/Share of PT Pertamina EP Minyak/Oil: 21.96% dan/and Gas/ Gas: 19.93% Minyak dan Gas/ Oil and Gas: 50% Minyak dan Gas/ Oil and Gas: 80% Minyak dan Gas/ Oil and Gas: 10% Minyak dan Gas/ Oil and Gas: 74.99 % Minyak dan Gas/ Oil and Gas: 47.4% Gas/Gas: 8.06%

Lokasi/Location Air Serdang, Sumatera Selatan/South Sumatera Sorong, Papua Tuban, Jawa Timur/East Java Suban, Jambi Tanjung Laban, Sumatera Selatan/South Sumatera Jawa Barat/ West Java Jambaran, Jawa Timur/East Java

*) Unitisation of Tiung Biru has not yet in production stage.

Perjanjian Unit Air Serdang

Air Serdang Unit Agreement

Pada tanggal 22 Juli 1991, Canada Northwest Energy (South Sumatra) Ltd. (“CNESS”), Bow Valley Industries (Ogan Komering) Ltd (“BVI (OK)”) (secara bersama-sama disebut: “KKS Ogan Komering”) dan Pertamina menandatangani Perjanjian Unit Air Serdang (“Perjanjian Unitisasi”) (bersamasama disebut “Para Pihak’”). BVI (OK) kemudian berubah menjadi Talisman (Ogan Komering) Ltd. (“Talisman”).

On 22 July 1991, Canada Northwest Energy (South Sumatra) Ltd. (“CNESS”), Bow Valley Industries (Ogan Komering) Ltd (“BVI (OK)”) (collectively referred to as “Ogan Komering PSC”) and Pertamina entered into the Air Serdang Unitisation Agreement (the “Unitisation Agreement”) (collectively referred to as the “Parties”). BVI (OK) subsequently became Talisman (Ogan Komering) Ltd. (“Talisman”).

Talisman ditunjuk dan setuju untuk bertindak sebagai Operator atas Unit sebagaimana diatur dalam Perjanjian Unitisasi.

Talisman is appointed and agrees to act as Operator of the Unit as stated in the Unitisation Agreement.



Kontrak Unitisasi (lanjutan)



Unitisation Agreement (continued)

Perjanjian Unit Air Serdang (lanjutan)

Air Serdang Unit Agreement (continued)

Pada Tanggal Efektif, Para Pihak dengan ini menyatukan kepentingan mereka dalam Reservoar Unitisasi dan Unit Substance dimana PT Pertamina EP memiliki Faktor Partisipasi Unit sebesar 21,96% untuk minyak dan 19,93% untuk gas dan KKS Ogan Komering - memiliki Faktor Partisipasi Unitisasi sebesar 78,04% untuk minyak dan 80,07% untuk gas.

As of the Effective Date, the Parties herewith unite their interests in the Unit Reservoir and Unit Substances whereby PT Pertamina EP has a Unit Participation Factor of 21.96% for oil and 19.93% for gas and Ogan Komering PSC has a Unit Participation Factor of 78.04% for oil and 80.07% for gas.

Semua Biaya Unitisasi yang dikeluarkan oleh Operator dalam melaksanakan Operasi Unitisasi akan digantikan oleh Para Pihak sesuai dengan Perjanjian Unitisasi dan akan ditanggung dan dibayar oleh Para Pihak berdasarkan proporsi sesuai dengan Faktor Partisipasi Unitisasi masing-masing.

All Unit Expenses of whatsoever kind and nature incurred by the Unit Operator in performing of Unitisation Operations shall be changed to the Parties in accordance with the provisions of this Unitisation Agreement and shall be borne and paid by the Parties in proportion to their respective Unit Participation Factor.







Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unit dari Lapangan Wakamuk

Unitisation and Unit Operating Agreement of Wakamuk Field

Pada tanggal 6 September 2010, PetroChina International (Bermuda) (“PetroChina”), PearlOil (Basin) Ltd., Lundin International S.A, PT Pertamina Hulu Energi Salawati Basin KKS (secara kolektif disebut sebagai “KKS Kepala Burung”) dan PT Pertamina EP (secara bersama-sama disebut “Para Pihak Wakamuk”, secara individual disebut “Pihak”) menandatangani Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unit Lapangan Wakamuk (“Perjanjian Unitisasi”). Tanggal efektif Perjanjian Unitisasi adalah 13 November 2006. Sejak tanggal efektif, Para Pihak setuju untuk melakukan unitisasi atas kepemilikan mereka pada masing-masing Kontrak di dalam Reservoar Unitisasi dan Unit Substance berdasarkan ketentuan-ketentuan Perjanjian Unitisasi ini dimana PT Pertamina EP memperoleh Faktor Partisipasi Unitisasi sebesar 50% dan KKS Kepala Burung PSC Lapangan Wakamuk juga memperoleh Faktor Partisipasi Unitisasi sebesar 50%. PetroChina ditunjuk dan setuju untuk bertindak sebagai Operator Unitisasi sebagaimana diatur dalam Perjanjian Unitisasi.

On 6 September 2010, PetroChina International (Bermuda) (“PetroChina”), PearlOil (Basin) Ltd., Lundin International S.A, PT Pertamina Hulu Energi Salawati Basin PSC (collectively referred to as “Kepala Burung PSC”) and PT Pertamina EP (collectively referred to as the “Wakamuk Group Parties”, individually referred to as the “Party”) entered into Unitisation and Unit Operating Agreement of Wakamuk Field (the “Unitisation Agreement”). The effective date of the Unitisation Agreement is 13 November 2006. As at the effective date, the Parties agreed to unite their interests in the respective Contracts in the Unit Reservoir and Unit Substances under the terms of the Unitisation Agreement whereby Wakamuk Group Parties has a Unit Participation Factor of 50% and Kepala Burung PSC has a Unit Participation Factor of 50%. PetroChina is appointed and agrees to act as the Operator of the Unitisation, as stated in the Unitisation Agreement.

Para Pihak Wakamuk memahami bahwa terdapat biaya dan pengeluaran tertentu, yang terjadi sebelum tanggal efektif Perjanjian Unitisasi, yang telah dibayar oleh Para Pihak Wakamuk yang terkait dengan Operasi Lapangan Minyak Wakamuk. Untuk itu, Para Pihak Wakamuk sepakat bahwa biaya dan pengeluaran yang telah ditetapkan dalam Perjanjian Unitisasi akan dibebankan ke Operasi Unitisasi sejak tanggal efektif dan selanjutnya akan dibebankan kepada Para Pihak Wakamuk sesuai dengan bagian Faktor Partisipasi Unit-nya. Tidak ada pengeluaran atau biaya lain yang timbul sebelum tanggal efektif yang dapat dibebankan ke Operasi Unitisasi kecuali disepakati oleh Para Pihak Wakamuk.

The Wakamuk Group Parties acknowledge that certain costs and expenditures have been incurred by the Wakamuk Group Parties with respect to the Wakamuk Oil Field Operation prior to the effective date of the Unitisation Agreement. The Wakamuk Group Parties agreed that the costs and expenditures outlined in the Unitisation Agreement will be charged to the Unitisation Operation on the effective date and furthermore shall be imposed on the Wakamuk Group Parties in accordance with their respective share of the Unit Participation Factor. No other costs or expenditures incurred prior to the effective date will be chargeable to the Unit Operation unless otherwise agreed by the Wakamuk Group Parties.







Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unit dari Lapangan Wakamuk (lanjutan)

Unitisation and Unit Operating Agreement of Wakamuk Field (continued)

Dengan tidak mengesampingkan ketentuan ini, jika sewaktu-waktu ditentukan bahwa biaya dan pengeluaran yang dibayarkan oleh Para Pihak Wakamuk adalah biaya yang tidak dapat diganti berdasarkan ketentuan-ketentuan dalam Kontrak Kerja Sama, maka biaya dan pengeluaran tersebut menjadi tanggung jawab semata-mata Para Pihak Wakamuk yang telah membayar biaya dan pengeluaran tersebut.

Notwithstanding the foregoing, if at any time it is determined that the costs and expenditures incurred by the Wakamuk Group Parties are non-recoverable costs under the terms of the respective Cooperation Contract, such costs and expenditures will be the sole liability of the Wakamuk Group Parties incurring those such costs and expenditures.

Dalam jangka waktu paling lama tiga bulan setelah tanggal penandatanganan Perjanjian Unitisasi, operator akan memberikan kepada Para Pihak Wakamuk “True Up Statement”, yang mencerminkan Aktivitas Unitisasi sampai tanggal 31 Desember 2009 sesuai dengan ketentuan Perjanjian Unitisasi. Sejak 27 Desember 2012, PetroChina sebagai Operator Unitisasi memulai pembahasan awal True Up Statement atas Unitisasi Wakamuk. Sampai dengan tanggal laporan keuangan, PetroChina dan PT Pertamina EP belum mencapai kesepakatan mengenai True Up Statement.

No later than three months following the Signing Date of the Unitisation Agreement, the Operator shall provide to the Wakamuk Group Parties a detailed “True Up Statement” reflecting the initial performance of the Unit Activity until 31 December 2009, in accordance with the terms of the Unitisation Agreement. Since 27 December 2012, PetroChina as the Operator of the Unit initiated a discussion of the True Up Statement of Wakamuk Unitisation. As of the date of these financial statements, PetroChina and PT Pertamina EP have not reached an agreement on the True Up Statement.

Faktor Partisipasi Unit yang disebutkan di atas telah disetujui oleh Para Pihak Wakamuk dan didasarkan pada data yang terbatas dan yang tersedia pada saat ini, oleh karena itu Faktor Partisipasi Unitisasi dapat disesuaikan berdasarkan ketentuan dalam Perjanjian Unitisasi. Perhitungan ulang Faktor Partisipasi Unitisasi hanya dapat dilakukan dua kali.

The above mentioned Unit Participation Factor agreed by the Wakamuk Group Parties is based on a limited data set, as is currently available, and therefore, the Unit Participation Factor may be adjusted as provided for in the Unitisation Agreement. The re-determination of Unit Participation Factor can only take place twice.



Kontrak Unitisasi (lanjutan) Perjanjian Fasilitas

Penggunaan



Bersama

Unitisation Agreement (continued) Facilities Sharing Agreement

Pada tanggal 6 September 2010, Para Pihak Grup Wakamuk melakukan perikatan Perjanjian Bersama Penggunaan Fasilitas (“FSA”).

On 6 September 2010, Wakamuk Group Parties entered into a Facilities Sharing Agreement (the “FSA”).

Berdasarkan FSA, fasilitas-fasilitas yang ada (Walio Pump Station, KMT Storage Tanks, KMT Loading Pier, KMT Power Plant dan Flow line yang dipasang dari Walio Pump Station ke KMT Storage Tanks) bisa digunakan oleh Para Pihak Wakamuk jika fasilitas tersebut memiliki kapasitas lebih.

Under the FSA, the existing facilities (Walio Pump Station, KMT Storage Tanks, KMT Loading Pier, KMT Power Plant and Flow line which are installed from Walio Pump Station to KMT Storage Tanks) can be used by Wakamuk Group Parties if the facilities have spare capacity.

Para Pihak Wakamuk setuju untuk mengganti biaya penanganan hasil produksi kepada Operator Fasilitas. Para Pihak Wakamuk akan menanggung biaya secara proporsional sesuai dengan volume minyak bumi yang mendapatkan manfaat dari fasilitas tersebut. Biaya-biaya tersebut akan dihitung sejak tanggal 13 November 2006.

Under the FSA, the Wakamuk Group Parties agreed that they will reimburse the Facilities Operator for the costs of Production Handling Activities. The Wakamuk Group parties will bear the costs in proportion to the volume of the crude oil which receives the benefit of the Production Handling Activities. Such cost will be calculated from 13 November 2006.







Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unit dari Lapangan Sukowati

Unitisation and Unit Agreement of Sukowati Field

Operating

Pada tanggal 24 Juni 2010, PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java (“PHE Tuban East Java”), PT Pertamina Hulu Energi Tuban (“PHE Tuban”), PetroChina International Java Ltd (”Petrochina”) (secara bersama-sama disebut “KKS Tuban”) dan PT Pertamina EP (secara bersama-sama disebut “Para Pihak Sukowati”) menandatangani Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unit Lapangan Sukowati (“Perjanjian Unitisasi”). Tanggal efektif Perjanjian Unitisasi adalah 2 Juli 2004. Sejak tanggal efektif, Para Pihak Sukowati setuju untuk melakukan unitisasi atas kepemilikan mereka pada masingmasing Kontrak di dalam Reservoir Unit dan Unit Subtance berdasarkan ketentuan-ketentuan Perjanjian Unitisasi ini dimana PT Pertamina EP memperoleh Faktor Partisipasi Unitisasi sebesar 80% dan Grup Tuban akan memiliki Faktor Partisipasi Unitisasi sebesar 20%. Berdasarkan Perjanjian Unitisasi, tidak diperbolehkan penentuan kembali partisipasi. JOB Pertamina-PetroChina East Java (JOB-PPEJ) ditunjuk dan setuju untuk bertindak sebagai Operator atas Unitisasi sebagaimana diatur dalam Perjanjian Unitisasi.

On 24 June 2010, PT Pertamina Hulu Energi Tuban East Java (‘PHE Tuban East Java”), PT Pertamina Hulu Energi Tuban (“PHE Tuban”), PetroChina International Java Ltd (“Petrochina”) (collectively referred to as the “Tuban PSC”) and PT Pertamina EP (collectively referred to as the “Sukowati Group Parties”) entered into Unitisation and Unit Operating Agreement of Sukowati Field (the “Unitisation Agreement”). The effective date of the Unitisation Agreement is 2 July 2004. As at the effective date, the Sukowati Group Parties agreed to unite their interests in the respective Contracts in the Unit Reservoir and Unit Subtances under the terms of the Unitisation Agreement whereby PT Pertamina EP have a Unit Participation Factor of 80% and Tuban PSC will have a Unit Participation Factor of 20%. No re-determination of the Participation Factor is allowed under the Unitisation Agreement. JOB Pertamina PetroChina East Java (JOB-PPEJ) is appointed and agrees to act as Operator of the Unit, as stated in this Unitisation Agreement.







Perjanjian Unitisasi dan Operasi Unit dari Lapangan Sukowati (lanjutan)

Unitisation and Unit Operating Agreement of Sukowati Field (continued)

Para Pihak Sukowati memahami bahwa terdapat biaya dan pengeluaran tertentu, yang terjadi sebelum tanggal efektif Perjanjian Unitisasi, yang telah dibayar oleh Para Pihak Sukowati yang terkait dengan Operasi Lapangan Minyak Sukowati. Untuk itu, Para Pihak Sukowati sepakat bahwa biaya dan pengeluaran yang telah ditetapkan dalam Perjanjian Unitisasi akan dibebankan ke Operasi Unit sejak tanggal efektif dan selanjutnya akan dibebankan kepada Para Pihak Sukowati sesuai dengan bagian Faktor Partisipasi Unit-nya. Tidak ada pengeluaran atau biaya lain yang timbul sebelum tanggal efektif yang dapat dibebankan ke Operasi Unit kecuali disepakati oleh Para Pihak Sukowati. Dengan tidak mengesampingkan ketentuan ini, jika sewaktu-waktu ditentukan bahwa biaya dan pengeluaran yang dibayarkan oleh Para Pihak Sukowati adalah biaya yang tidak dapat diganti berdasarkan ketentuan-ketentuan dalam KKS, maka biaya dan pengeluaran tersebut menjadi tanggung jawab semata-mata Para Pihak Sukowati yang telah membayar biaya dan pengeluaran tersebut.

The Sukowati Group Parties acknowledge that certain costs and expenditures have been incurred by the Sukowati Group Parties with respect to the Sukowati Oil Field Operation prior to the effective date of the Unitisation Agreement. The Sukowati Group Parties agreed that the costs and expenditures outlined in the Unitisation Agreement will be charged to the Unit Operation on the effective date and furthermore shall be imposed on the Sukowati Group Parties in accordance with their respective share of the Unit Participation Factor. No other costs or expenditures incurred prior to the effective date will be chargeable to the Unit Operation unless otherwise agreed by the Sukowati Group Parties. Notwithstanding the foregoing, if at any time it is determined that the costs and expenditures incurred by the Sukowati Group Parties are nonrecoverable costs under the terms of the respective PSCs, such costs and expenditures will be the sole liability of the Sukowati Group Parties incurring those costs and expenditures.

Dalam jangka waktu paling lama tiga bulan setelah tanggal Penandatanganan Perjanjian Unitisasi, Operator akan memberikan kepada Para Pihak Sukowati “True Up Statement”, yang mencerminkan Aktifitas Unitisasi sampai tanggal 31 Desember 2009 sesuai dengan ketentuan-ketentuan Perjanjian Unitisasi.

No later than three months following the Signing Date of the Unitisation Agreement, the Operator shall provide to the Sukowati Group Parties a detailed “True Up Statement” reflecting the initial performance of the Unit Activity until 31 December 2009 in accordance with the terms of the Unitisation Agreement.

Pada tanggal 30 November 2012, JOBPPEJ sebagai Operator Unitisasi telah menyampaikan True Up Statement 2004 – 2011 atas Unitisasi Sukowati untuk diaudit oleh PEP. PEP mengajukan keberatan atas perhitungan tersebut dan setuju untuk menunjuk auditor independen. Sampai dengan tanggal laporan keuangan, audit atas True Up Statement masih belum dilakukan sehingga penyelesaian True Up Statement belum terjadi.

On 30 November 2012, JOB – PPEJ as the Operator of the Unit has submitted the True Up Statement 2004 – 2011 of Sukowati Unitisation for further audit by PEP. PEP objected to the calculation and agreed to appoint an independent auditor. As at the date of these financial statements, the audit of the True Up Statement has not been started, and therefore the True Up Statement has not been finalised.



Kontrak Unitisasi (lanjutan) Perjanjian Fasilitas

Penggunaan



Bersama

Unitisation Agreement (continued) Facilities Sharing Agreement

Pada tanggal 3 Februari 2012, JOB-PPEJ dan Para Pihak Sukowati melakukan perikatan Perjanjian Penggunaan Bersama Fasilitas (“FSA”). Berdasarkan FSA, fasilitas-fasilitas yang sekarang ada terdiri dari Manifold Sukowati, Onshore Pipeline Sukowati - Mudi, Central Processing Area, Onshore Pipeline CPA Palang Station, Offshore Pipeline Palang Station FSO, Tangki Penyimpanan TMT. Operator Fasilitas menerima pengiriman minyak bumi dari Para Pihak Sukowati pada titik penyerahan dan akan melakukan aktivitas penanganan produksi. Minyak bumi, gas dan air yang diproduksi dari Para Pihak Sukowati mendapatkan prioritas pertama untuk menggunakan fasilitas. Apabila fasilitas tersebut mempunyai kapasitas lebih, Operator fasilitas akan memberikan prioritas pertama kepada Para Pihak Sukowati untuk menggunakan kelebihan fasilitas tersebut sebelum pengguna lain.

On 3 February 2012, JOB-PPEJ and Sukowati Group Parties entered into a Facilities Sharing Agreement (the “FSA”). Under the FSA, Existing Facilities comprise of Manifold Sukowati, Sukowati-Mudi Onshore Pipeline, Central Processing Area, Onshore Storage Tanks, CPA - Palang Station Onshore Pipeline, Palang Station – FSO Offshore Pipeline, and TMT Storage Tanks. The Facilities Operator accepts deliveries of Sukowati Group Parties crude oil at the Receiving Point and thereafter the Facilities Operator will conduct the Production Handling Activities. Crude oil, gas and water produced from Sukowati Group Parties have first priority to use the facilities. If the facilities have excess capacity, the Facilities Operator shall make excess capacity available for the Sukowati Group Parties, in which the Sukowati Group Parties shall have first priority in respect of the excess capacity of facilities other than other facilities users.

Grup Sukowati bertanggung jawab atas lifting, pemasaran dan penjualan minyak bumi di titik pengiriman.

The Sukowati Group shall be solely responsible for the lifting, marketing and sale of the crude oil at the Delivery Point.

Para Pihak Sukowati akan menanggung biaya aktivitas penanganan produksi secara proporsional sesuai dengan volume minyak bumi yang mendapatkan manfaat penanganan produksi. Perhitungan Biaya Aktivitas Penanganan Produksi dibagi dalam dua periode: (i) tanggal efektif sampai dengan 31 Desember 2011 dan (ii) 1 Januari 2012 sampai dengan berakhirnya Perjanjian. Apabila terdapat pihak lain, selain Para Pihak, yang menggunakan fasilitas, maka biaya penanganan produksi akan dibebankan secara proporsional sesuai dengan volume minyak bumi yang diproduksi semua pihak.

The Sukowati Group shall bear the Production Handling Activities Cost in proportion to the volume of the crude oil which receives the benefit of the Production Handling Activities. The calculation of Production Handling Activities Cost is divided into two periods: (i) Commencement Date until 31 December 2011 and (ii) 1 January 2012 until termination of the Agreement. If any other party, other than the Parties, use the Facility, then the costs of production handling activities will be charged proportionally according to the volume of crude oil produced by all Parties.







Heads of Agreement (“HOA”) dari Unitisasi Lapangan Suban

Heads of Agreement (“HOA”) of the Suban Field Unitisation

Pada tanggal 3 November 2011, ConocoPhillips (Grissik) Ltd (“CPGL”, Operator dari KKS Corridor), Talisman (Corridor) Ltd, Pertamina Hulu Energi Corridor dan PT Pertamina EP (secara kolektif disebut “Para Pihak”) menandatangani HOA Unitisasi Lapangan Suban. Para Pihak menyepakati bahwa sejak dan setelah tanggal monetisasi, yaitu sejak tanggal 2 Juni 2011, sampai dengan berakhirnya KKS Corridor, yaitu pada tanggal 23 Desember 2023, PT Pertamina EP memiliki suatu Faktor Penyertaan Unitisasi sebesar 10% dan Lapangan Suban KKS Corridor memiliki Faktor Penyertaan Unitisasi sebesar 90%.

On 3 November 2011, ConocoPhillips (Grissik) Ltd (”CPGL”, the Operator of the Corridor PSC), Talisman (Corridor) Ltd, Pertamina Hulu Energy Corridor and PT Pertamina EP (collectively referred to as the “Parties”) entered into HOA in respect of the Suban Field Unitisation. The Parties agreed that from and after the monetisation date, being 2 June 2011, until the expiry of the Corridor PSC, being 23 December 2023, PT Pertamina EP will have a Unit Participation Factor of 10% and Corridor PSC Suban Field will have a Unit Participation Factor of 90%.

PT Pertamina EP berhak atas 10% dari seluruh penerimaan perjanjian jual beli gas dan kondensat Suban yang direalisasikan sejak dan setelah tanggal 1 Juni 2011. Di sisi lain, PT Pertamina EP menanggung sebesar 10% dari semua biaya, pengeluaran dan kewajiban lain yang timbul sejak dan setelah 1 Juni 2011.

PT Pertamina EP will be entitled to 10% of all revenues from the Suban gas and condensate sales agreement realised from and after 1 June 2011. On the other hand, PT Pertamina EP will also be liable for 10% of all costs, expenses and other liabilities incurred from and after 1 June 2011.







Heads of Agreement (“HOA”) dari Unitisasi Lapangan Suban (lanjutan)

Heads of Agreement (“HOA”) of the Suban Field Unitisation (continued)

CPGL akan melakukan cash call dan PT Pertamina EP setuju untuk membayar 10% dari semua biaya modal dan biaya operasi masa depan. Untuk mengejar cash call tersebut, pada atau setelah tanggal berlaku, CPGL akan membuat cash call khusus kepada PT Pertamina EP terkait dengan 10% dari semua biaya yang timbul sejak tanggal monetisasi sampai tanggal 3 November 2011. PT Pertamina EP setuju untuk membayar cash call tersebut kepada CPGL.

CPGL will cash call and PT Pertamina EP will agree to pay 10% of all future capital and operating costs. To catch up on the cash call, on or after the effective date, CPGL will make a particular cash call to PT Pertamina EP attributing to 10% of all costs incurred between the monetisation date and 3 November 2011. PT Pertamina EP agrees to pay such cash call to CPGL accordingly.

PT Pertamina EP telah setuju untuk memasukkan (i) secara keseluruhan atau sebagian, fasilitas penanganan bahan cair Ramba yang dimiliki oleh PT Pertamina EP, yang mana saat ini dioperasikan oleh CPGL berdasarkan HOA yang ditandatangani pada tanggal 13 Oktober 2010 dan (ii) dua sumur yang dimilikinya di Lapangan Suban Barat sebagai fasilitas-fasilitas unit sejak tanggal monetisasi sampai berakhirnya KKS Corridor. Pembagian biaya atas fasilitas penanganan bahan cair Ramba yang dimiliki oleh PT Pertamina EP akan disepakati lebih lanjut oleh PT Pertamina EP dan CPGL dalam suatu perjanjian penggunaan bersama fasilitas.

PT Pertamina EP agrees to include (i) in whole or incorporated in parts, PT Pertamina EP-owned Ramba liquid handling facilities that are currently operated by CPGL under the HOA signed on 13 October 2010 and (ii) two wells of its own within the Suban Barat Field as unit facilities (the “Unit Facilities”) from the monetisation date until the expiration of the Corridor PSC. The cost sharing of PT Pertamina EP-owned Ramba liquid handling facilities will be agreed by PT Pertamina EP and CPGL in a facilities sharing agreement.

Sampai dengan 31 Desember 2012, Perjanjian Unitisasi maupun Perjanjian Penggunaan Bersama Fasilitas masih belum selesai.

As at 31 December 2012, the Suban Unitisation and Unit Operating Agreement as well as the Facilities Sharing Agreement has not yet been finalised.







Perjanjian Unit Tanjung Laban

Tanjung Laban Unit Agreement

Pada tanggal 3 Desember 1986, ASAMERA dan BOW VALLEY keduanya disebut “Corridor Venturers”, Rimau Venturers, dan PT Stanvac Indonesia (“Stanvac”) menandatangani perjanjian Unit Tanjung Laban (“Perjanjian Unitisasi”) (bersama-sama disebut “Para Pihak’”).

On 3 December 1986, ASAMERA and BOW VALLEY, collectively reffered to as the “Corridor Venturers”, the “Rimau Venturers” and PT Stanvac Indonesia (“Stanvac”) entered into Tanjung Laban Unit Agreement (“the Unitisation Agreement”) (collectively referred to as the “Tanjung Laban Group Parties”).

Corridor Ventures adalah operator KBT dimana perjanjian KBT telah berakhir pada tanggal 15 Oktober 2010, dan wilayah kerja diserahkan kepada PEP. PEP ditunjuk dan setuju untuk bertindak sebagai Operator atas Unit sebagaimana diatur dalam Perjanjian Unitisasi. Sementara itu Rimau Ventures kemudian berubah menjadi PT Medco E&P Rimau.

Corridor Ventures was the operator of TAC which TAC agreement was terminated on 15 October 2010, and the working area was handed over to PEP. PEP was appointed and agreed to act as Operator of the Unit as stated in the Unitisation Agreement. Meanwhile, Rimau Ventures subsequently became PT Medco E&P Rimau.

Pada Tanggal Efektif, Para Pihak dengan ini menyatukan kepentingan mereka dalam Unit Reservoir dan Unit substance dimana Perusahaan memiliki Faktor Partisipasi Unit sebesar 74,99% untuk minyak dan PT Medco E&P Rimau memiliki Faktor Partisipasi Unit sebesar 25,01% untuk minyak.

As of the Effective Date, the Parties herewith unite their interests in the Unit Reservoir and Unit Subtances whereby the Company has a Unit Participation Factor of 74.99% for oil and PT Medco E&P Rimau PSC will also have a Unit Participation Factor of 25.01% for oil.







Perjanjian Unit Tanjung Laban (lanjutan)

Tanjung Laban (continued)

Unit

Agreement

Semua Biaya Unit yang dikeluarkan oleh Operator dalam melaksanakan Operasi Unitisasi akan digantikan oleh Para Pihak sesuai dengan Perjanjian Unitisasi dan akan ditanggung dan dibayar oleh Para Pihak berdasarkan proporsi sesuai dengan Faktor Partisipasi Unit masing- masing.

All Unit Expenses of whatsoever kind and nature incurred by the Unit Operator in performance of Unitisation Operations shall be changed to the Parties in accordance with the provisions of this Unitisation Agreement and shall be borne and paid by the Parties in proportion to their respective Unit Participation Factor.

Perjanjian Unit MB

MB Unit Agreement

Pada tanggal 24 April 1987, Atlantic Richfield Indonesia Inc (ARII) dan PT Pertamina menandatangani perjanjian Unit MB (“Perjanjian Unitisasi”) (bersamasama disebut “Para Pihak’”). ARII kemudian berubah menjadi Pertamina Hulu Energi Offshore Northwest Java (“PHE ONWJ”).

On 24 April 1987, Atlantic Richfield Indonesia Inc (ARII) and PT Pertamina entered into an MB Unit Unitisation Agreement (the “Unitisation Agreement”) (collectively referred to as the “Parties”). ARII subsequently became Pertamina Hulu Energi Offshore Northwest Java (“PHE ONWJ”).

ARII ditunjuk dan setuju untuk bertindak sebagai Operator atas Unit sebagaimana diatur dalam Perjanjian Unitisasi.

ARII is appointed and agrees to act as Operator of the Unit as stated in the Unitisation Agreement.

Sesuai dengan Amandemen Perjanjian tanggal 23 Maret 1990, Para Pihak dengan ini menyatukan kepentingan mereka dalam Unit Reservoir dan Unit substance dimana Perusahaan memiliki Faktor Partisipasi Unit sebesar 47,4% untuk minyak dan PHE ONWJ memiliki Faktor Partisipasi Unit sebesar 52,6% untuk minyak.

Referring to Agreement Amendment dated 23 March 1990, the Parties unite their interests in the Unit Reservoir and Unit Substances whereby the Company has a Unit Participation Factor of 47.4% for oil and PHE ONWJ will also have a Unit Participation Factor of 52.6% for oil.

Semua Biaya Unitisasi yang dikeluarkan oleh Operator dalam melaksanakan Operasi Unitisasi akan digantikan oleh Para Pihak sesuai dengan Perjanjian Unitisasi dan akan ditanggung dan dibayar oleh Para Pihak berdasarkan proporsi sesuai dengan Faktor Partisipasi Unit masing- masing.

All Unit Expenses of whatsoever kind and nature incurred by the Unit Operator in performance of Unitisation Operations shall be charged to the Parties in accordance with the provisions of this Unitisation Agreement and shall be borne and paid by the Parties in proportion to their respective Unit Participation Factor.







HOA dari Unit Jambaran – Tiung Biru

HOA on Jambaran Unit – Tiung Biru

Pada tanggal 17 Agustus 2011, Mobil Cepu Ltd (“MCL”) Ampolex (Cepu) Pte. Ltd. (“Ampolex”), PT Pertamina EP Cepu (“PEPC”) dan PT Pertamina EP (secara bersama-sama disebut sebagai “Para Pihak”) menandatangani HOA Unit Jambaran - Tiung Biru. Para Pihak sepakat untuk melaksanakan negosiasi dengan itikad baik dalam rangka menyelesaikan Perjanjian Unitisasi (“PU”) dan Perjanjian Operasi Unit (“POU”) dalam jangka waktu 90 hari dari tanggal HOA. PU dan POU akan dilaksanakan oleh Kontraktor KKS Cepu, dan Para Pihak akan menggunakan usaha terbaik untuk menyelesaikan perjanjian tersebut dan mendapatkan persetujuan Pemerintah sesegera mungkin.

On 17 August 2011, Mobil Cepu Ltd (“MCL”), Ampolex (Cepu) Pte. Ltd. (“Ampolex”), PT Pertamina EP Cepu (“PEPC”) and PT Pertamina EP (collectively referred to as the “Parties”) entered into a HOA on the Jambaran Unit – Tiung Biru. The Parties agree to conduct good faith negotiations in order to conclude a Unitisation Agreement (“UA”) and a Unit Operating Agreement (“UOA”) within 90 days of the date of the HOA. The UA and UOA will be executed by the Contractor under the Cepu PSC and the Parties will use their best endeavours to secure the contract execution and the required Government approvals as soon as practicable.

Dalam POU, dijelaskan bahwa produksi gas Tiung Biru akan dipasarkan secara bersama dengan produksi gas Jambaran dan PEPC akan bertindak selaku wakil penjual menunggu persetujuan MESDM. PT Pertamina EP akan mendukung PEPC sebagai penjual bagian Pemerintah dari hasil produksi gas Tiung Biru.

Under the UOA, it is envisioned that Tiung Biru’s share of gas will be jointly marketed with Jambaran’s share and the seller’s representative for that share will be PEPC, subject to MoEMR’s approval. PT Pertamina EP will support the appointment of PEPC as Seller of the State’s share of Tiung Biru’s share of gas.

PEPC dan MCL lebih lanjut setuju untuk melaksanakan negosiasi dengan itikad baik untuk menyelesaikan Perjanjian Pemasaran Gas Cepu (“PPGC”) dalam jangka waktu 90 hari dari tanggal HOA ini. PPGC akan mengatur pemasaran bersama atas gas Cepu dan akan menunjuk PEPC sebagai wakil penjual. MCL akan mendukung PEPC sebagai penjual bagian Pemerintah dari hasil produksi gas blok Cepu. PPGC ini akan dilaksanakan oleh Kontraktor KKS Cepu.

PEPC and MCL further agree to conduct good faith negotiations to conclude a Cepu Gas Marketing Agreement (CGMA) within 90 days of the date of this HOA. The CGMA will provide for joint marketing of Cepu gas and will appoint PEPC as the seller’s representative. MCL also agrees to support the appointment of PEPC as Seller of State’s share of Cepu gas. The CGMA will be executed by the Contractor under the Cepu PSC.



d.





HOA dari Unit Jambaran – Tiung Biru (lanjutan)

HOA on Jambaran Unit – Tiung Biru (continued)

Para Pihak setuju untuk melaksanakan negosiasi lebih lanjut guna menetapkan perjanjian jangka panjang untuk mengimplementasikan pengembangan dari Unit Jambaran - Tiung Biru termasuk revisi terhadap PU yang akan berisi ketentuan mengenai penentuan awal dan syarat penentuan kembali Faktor Partisipasi Unit.

The Parties agree to enter into further negotiations to put in place all long term agreements as may be necessary to implement the development of the Jambaran Unit – Tiung Biru, including an update of the UA which will include the initial determination of and provision for redetermination of the Unit Participating Factor.

Pada tanggal 31 Desember 2012, Perjanjian PU, POU, dan PPGC telah diselesaikan dan masih menunggu persetujuan dari MESDM.

As of 31 December 2012, the UA, UOA, and CGMA have been finalised and waiting for approval from MoEMR.

Perjanjian kerjasama PHE dengan pihakpihak lain adalah sebagai berikut: -


Indonesian Participation Arrangements (IP) Melalui kesepakatan IP, Perusahaan, sebagai BUMN, mendapatkan tawaran untuk memiliki 10% kepemilikan di KKS pada saat pertama kali Rencana Pengembangan (Plans of Development POD) disetujui oleh Pemerintah Indonesia, yang diwakili oleh MESDM. Kepemilikan di Blok Jabung sebesar 14,28% karena Perusahaan menambah kepemilikannya sebesar 4,28% dan untuk kepemilikan di Blok Tengah sebesar 5% merupakan 10% dari 50% kepemilikan kontraktor asing. Perusahaan menyerahkan kepemilikan IP ini kepada Entitas Anak PHE pada tanggal 1 Januari 2008. Pada tanggal 31 Desember 2012, kemitraan Entitas Anak PHE melalui IP adalah sebagai berikut:

d.

PHE’s cooperation agreements with other parties are as follows:

-

Indonesian Participation Arrangements (IP) Through IP arrangements, the Company, as a subsidiary of a State-Owned Enterprise, is offered a 10% working interest in PSCs at the time the first Plans of Development (POD) are approved by the Government of Indonesia, represented by MoEMR. The interest in the Jabung Block of 14.28% reflects the acquisition of an additional interest of 4.28% by the Company. The interest in the Tengah Block of 5% represents 10% of the 50% foreign Contractor. The Company assigned these IP interests to PHE’s Subsidiaries on 1 January 2008. As of 31 December 2012, PHE’s Subsidiaries’ IP partnership arrangements are as follows:



43. KESEPAKATAN KONTRAK MINYAK DAN GAS BUMI (lanjutan) d.


Perjanjian kerjasama PHE dengan pihakpihak lain adalah sebagai berikut (lanjutan): -

Indonesian Participation Arrangements (IP) (lanjutan)



Area

d.

PHE’s co-operation agreements with other parties are as follows (continued):

-

Indonesian Participation Arrangements (IP) (continued)


Tanggal Mulai Produksi/ Production Commencement Date

Tanggal Jatuh Tempo Kontrak/ Expiry Date of Contract

Persentase Partisipasi/ Percentage of Participation


Periode Kontrak/ Contract Period

ConocoPhillips (Grissik) Ltd. Talisman (Corridor) Ltd.

Blok Corridor/ Corridor Block

Sumatera Selatan/ South Sumatera

20/12/2003

1/8/1987

19/12/2023

10%

Minyak dan 20 tahun/ gas bumi/ years Oil and gas

Star Energy (Kakap) Ltd. Singapore Petroleum Co. Ltd. Premier Oil Kakap BV Petrochina International Kepala Burung Ltd. RH Petrogas Pearl Oil Ltd. Petrochina International Jabung Ltd. Petronas Carigali Sdn. Bhd. Chevron Makassar Ltd.

Blok Kakap/ Kakap Block

Kepulauan Natuna/ Natuna Archipelago

22/3/2005

1/1/1987

21/3/2028

10%

Minyak dan 23 tahun/ gas bumi/ years Oil and gas

Total E&P Indonesie Inpex Co.

Blok Kepala Burung/Kepala Burung Block

Papua

15/10/2000

7/10/1996

14/10/2020

10%

Minyak dan gas bumi/Oil and gas

20 tahun/ years

Blok Jabung/Jabung Block

Jambi

27/2/1993

13/9/1996

26/2/2023

14.28%


30 tahun/ years

Blok Makassar Strait/Makassar Strait Block


26/1/1990

1/7/2000

25/1/2020

10%

30 tahun/ years

Blok Tengah/Tengah Block


5/10/1988

27/11/2007

4/10/2018

5%

Minyak dan gas bumi/Oil and gas Minyak dan gas bumi/Oil and gas

30 tahun/ years






Kontrak Kerjasama setelah berlakunya Undang-undang Migas No. 22 Tahun 2001, tentang minyak dan gas bumi 1.

d.

PHE’s co-operation agreements with other parties are as follows (continued): -

Production Sharing Contract interests acquired subsequent to the issue of Law No. 22 Year 2001 related to oil and gas

Minyak dan gas bumi

1. Oil and gas

Pada tanggal 31 Desember 2012 kontrak kerjasama minyak dan gas Bumi yang telah ditandatangani adalah sebagai berikut:

As of 31 December 2012, oil and gas partnership arrangements which have been signed are as follows: Tanggal Jatuh Tempo Kontrak/ Expiry Date of Contract

Area


PT Bumi Siak Pusako

Blok Coastal Plain Pekanbaru/ Coastal Plain Pekanbaru Block

Riau

6/8/2002

6/8/2002

5/8/2022

50%

Minyak/Oil

20 tahun/ years

StatOil Indonesia Karama AS

Blok Karama/ Karama Block

Selat Makasar/ Makassar Strait

21/3/2007

-

20/3/2037

49%

-

30 tahun/ years

Petrochina International Java Ltd. PT PHE Tuban East Java

Blok Tuban/ Tuban Block

JawaTimur/ East Java

29/2/1988

12/2/1997

29/2/2018

25%


30 tahun/ years

Kodeco Energy Co. Ltd.

Blok West Madura/West Madura Block*


7/5/2011

27/9/1984

6/5/2031

80%


20 tahun/ years

CNOOC SES Ltd. Korea National Oil Corporation Talisman Resources Ltd. Talisman UK Ltd. Orchard Energy Ltd. Fortuna Resources Ltd.

Blok Offshore South East Sumatera/ Offshore South East Sumatera Block

Sumatera Tenggara/ South East Sumatera

6/9/1998

1975

5/9/2018

13.07%


20 tahun/ Years

CNOOC ONWJ Ltd. Orchard Energy Java BV (Salamander) Talisman Resourcess (N.W Java)Ltd.

Blok Offshore North West Java/ Offshore North West Java Block*

Jawa Barat/ West Java

19/1/1997

27/8/1971

18/1/2017

53.25%


20 tahun/ years

Blok Randu Gunting/ Randu Gunting Block*

Jawa Tengah & Jawa Timur/ Central & East Java

9/8/2007

-

8/8/2037

40%

-

30 tahun/ years


Petronas Carigali Sdn. Bhd. Petrovietnam











d.

Kontrak Kerjasama setelah berlakunya Undang-undang Migas No. 22 Tahun 2001, tentang minyak dan gas bumi (lanjutan) 1.


Minyak dan gas bumi (lanjutan)

Mitra Usaha KKS/PSC Partner


Konsorsium Murphy (Murphy Oil Corporation, Inpex Corporation and PTTEP Ltd.)

Blok Semai II Offshore/ Semai II Offshore Block

Petronas Carigali Berhad

Blok West Glagah Kambuna/ West Glagah Kambuna Block

Sdn.

1. Oil and gas (continued) Tanggal Efektif Kontrak/ Effective Date of Contract





13/11/2008

-

12/11/2038

15%

-

30 tahun/ years

-

29/11/2039

40%

-

30 tahun/ Years

Area Papua Barat/ West Papua


30/11/2009

Gas Metana Batubara

2. Coal Bed Methane

Pada tanggal 31 Desember 2012, terdapat kontrak kerjasama eksplorasi Gas Metana Batubara sebagai berikut yang telah ditanda tangani:

Mitra Usaha KKS/PSC Partner Sangatta West CBM, Inc.

Wilayah Kerja/ Working Area Blok Sangatta I/Sangatta I Block


* PHE’s Subsidiaries are the operators of these blocks

* Entitas Anak PHE adalah operator atas blok-blok ini

2.

Production Sharing Contract interests acquired subsequent to the issue of Law No. 22 Year 2001 related to oil and gas (continued)

As of 31 December 2012, the following contracts for Coal Bed Methane exploration activities have been signed: Tanggal Efektif Kontrak/ Effective Date of Contract




13/11/2008

12/11/2038

52%

Gas Metana Batubara/ Coal Bed Methane

30 tahun/ years

4/5/2039

40%


30 tahun/ years

Area



PT Visi Multi Artha

Blok Sangatta II/ Sangatta II Block


5/5/2009

Arrow Tanjung Enim Pty., Ltd. PT Bukit Asam Metana Enim

Blok Tanjung Enim/ Tanjung Enim Block


4/8/2009

3/8/2039

77.5%


30 tahun/ years

PT Trisula CBM Energy

Blok Muara Enim/ Muara Enim Block


30/11/2009

29/11/2039

60%


30 tahun/ years





43. OIL AND GAS CONTRACT ARRANGEMENTS (continued) d.

Kontrak Kerjasama setelah berlakunya Undang-undang Migas No. 22 Tahun 2001, tentang minyak dan gas bumi (lanjutan) 2.


Gas Metana Batubara (lanjutan)

Mitra Usaha KKS/ PSC Partner


Area

Production Sharing Contract interests acquired subsequent to the issue of Law No. 22 Year 2001 related to oil and gas (continued) 2. Coal Bed Methane (continued)






Konsorsium KP SGH Batubara (PT Indo Gas Methan)

Blok Muara Enim I/ Muara Enim I Block


3/12/2010

2/12/2040

65%


30 tahun/ years

Tidak ada/None

Blok Tanjung II/ Tanjung II Block

Kalimantan Selatan/South Kalimantan

3/12/2010

2/12/2040

100%


30 tahun/ years

Indo CBM Sumbagsel2 Pte. Ltd. PT Metana Enim Energi

Blok Muara Enim II/ Muara Enim II Block


1/4/2011

31/3/2041

40%


30 tahun/ years

BP Eksploration Ltd

Blok Tanjung IV/ Tanjung IV Block

Kalimantan Tengah/Central Kalimantan

1/4/2011

31/3/2041

56%


30 tahun/ years

PT Baturaja Metana Indonesia

Blok Muara Enim III/ Muara Enim III Block


1/4/2011

31/3/2041

73%


30 tahun/ years

PT Suban Energi

Blok Suban I/ Suban I Block


1/8/2011

31/7/2041

58%


30 tahun/ years

PT Suban Methan Gas

Blok Suban II/ Suban II Block


1/8/2011

31/7/2041

50%


30 tahun/ years

PT Petrobara Sentosa

Blok Air Benakat I/ Air Benakat I Block


18/4/2012

17/4/2042

79.5%


30 tahun/ years

PT Prima Gas Sejahtera

Blok Air Benakat II/ Air Benakat II Block


18/4/2012

17/4/2042

69.7%


30 tahun/ years

PT Unigas Geosinkinal Makmur

Blok Air Benakat III/ Air Benakat III Block


18/4/2012

17/4/2042

73.5%


30 tahun/ years






Joint Operating Body-Production Sharing Contracts (JOB-PSC)

d.

PHE’s co-operation agreements with other parties are as follows (continued):

-

Joint Operating Body-Production Sharing Contracts (JOB-PSC)

Dalam JOB-PSC, kegiatan operasional dilakukan oleh suatu badan operasi bersama antara Entitas Anak dari PHE dan kontraktor. Bagian Entitas Anak dari PHE atas kewajiban pembiayaan ditanggung lebih dahulu oleh para kontraktor dan dibayar oleh Entitas Anak dari PHE melalui bagiannya atas produksi minyak mentah dan gas bumi, ditambah dengan 50% uplift. Setelah semua pembiayaan dibayar kembali, maka hasil produksi minyak mentah dan gas bumi dibagi antara Entitas Anak dari PHE dan kontraktor sesuai persentase partisipasi masing-masing dalam JOB-PSC. Bagian kontraktor atas produksi minyak mentah dan gas bumi ditentukan dengan cara yang sama sesuai KKS.

Mitra Usaha JOB-PSC/ JOB-PSC Partner Golden Spike Indonesia Ltd.

Wilayah Kerja/ Working Area Blok Raja dan Pendopo /Raja and Pendopo Block

Area


In a JOB-PSC, operations are conducted by a joint operating body between PHE’s Subsidiaries and contractors. The PHE Subsidiaries’s share of expenditures is paid in advance by the contractors and repaid by the PHE’s Subsidiaries out of their share of crude oil and natural gas production, with a 50% uplift. After all expenditures are repaid, the crude oil and natural gas production is divided between the PHE’s Subsidiaries and the contractors based on their respective percentages of participation in the JOBPSC. The contractors’ shares of crude oil and natural gas production are determined in the same manner as for a PSC.

Tanggal Mulai Produksi/ Date of Commencement of Production






6/7/1989

21/11/1992

5/7/2019

50%


30 tahun/ years

Papua

23/4/1990

21/1/1993

22/4/2020

50%

Minyak/Oil

30 tahun/ years

Blok Tuban/ Tuban Block


29/2/1988

12/2/1997

29/2/2018

50%


30 tahun/ years

Blok Gebang/Block Gebong


29/11/1985

29/10/1992

28/11/2015

50%


30 tahun/ years

Blok Ogan Komering/ Ogan Komering Block


29/2/1988

11/7/1991

28/2/2018

50%


30 tahun/ years

Blok Jambi Merang/ Jambi Merang Block

Jambi

10/2/1989

-

9/2/2019

50%


30 tahun/ years

PT Medco E&P Tomori Sulawesi Mitsubishi Corporation

Blok Senoro Toili/ Senoro Toili Block

Sulawesi Tengah/ Central Sulawesi

4/12/1997

Agustus/ August 2006

30/11/2027

50%

Minyak/Oil

30 tahun/ years

Medco Simenggaris Pty., Ltd. Salamander Energy Ltd.

Blok Simenggaris/ Simenggaris Block


24/2/1998

-

23/2/2028

37.5%

-

30 tahun/ years

Petrochina Kepala Blok Salawati/ Salawati Block Burung Ltd. Lundin Indonesia BV Pearl Oil Ltd. Petrochina International Java Ltd. PT PHE Tuban EMP Gerbang

Talisman (Ogan Komering) Ltd.

Talisman Jambi Merang Pacific Oil and Gas Ltd.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/217 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 43. KESEPAKATAN KONTRAK MINYAK DAN GAS BUMI (lanjutan) d.


NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 43. OIL AND GAS CONTRACT ARRANGEMENTS (continued) d.

Pertamina Participating Interests (PPI)


Sejak tahun 2008, dalam kesepakatan PPI, PHE mempunyai kepemilikan di dalam kontrak yang serupa dengan kontrak JOB-PSC. Sisa kepemilikan dimiliki oleh para kontraktor yang bertindak sebagai operator. Kewajiban pembiayaan bagian PHE dapat dilakukan secara langsung oleh PHE, atau dapat pula ditanggung lebih dahulu oleh para kontraktor dan akan dibayar oleh PHE dengan cara pemotongan bagian PHE atas produksi minyak mentah dan gas bumi, ditambah dengan 50% uplift. Produksi minyak mentah dan gas bumi dibagi antara PHE dan kontraktor berdasarkan masing-masing persentase partisipasi di KKS. Bagian kontraktor atas produksi minyak mentah dan gas bumi ditentukan dengan cara yang sama seperti KKS. Pada tanggal 31 Desember 2012, kerjasama PPI PHE adalah sebagai berikut:

Mitra Usaha PPI/ PPI Partner


Area

Pertamina Participating Interests (PPI) Effective in 2008, through PPI arrangements, PHE owns working interests in contracts similar to JOB-PSC contracts. The remaining working interests are owned by the contractors which act as the operators. PHE’s share of expenditures is either funded by PHE on a current basis, or paid in advance by the contractors and repaid by PHE out of PHE’s share of crude oil and natural gas production, with a 50% uplift. The crude oil and natural gas production is divided between PHE and the contractors based on their respective percentages of participation in the PSC. The contractors’ share of crude oil and natural gas production is determined in the same manner as in the PSC. As of 31 December 2012, PHE’s PPI partnership arrangements are as follows:







ConocoPhillips (South Jambi) Ltd. Petrochina International Jambi B Ltd.

Blok B/ B Block

Jambi Selatan/ South Jambi

26/1/1990

26/9/2000

25/1/2020

25%


30 tahun/ years

Total E&P Indonesia Inpex Tengah Ltd.

Blok Tengah/ Tengah Block


5/10/1988

1/6/1990

4/10/2018

50%

Gas bumi/ gas

30 tahun/ years






d.

Kepemilikan kontrak minyak dan gas di luar negeri


Foreign oil and gas contract interests

Pada tanggal 31 Desember 2012, PHE dan Entitas Anak dari PHE memiliki secara langsung maupun secara tidak langsung kepemilikan pada kontrak minyak mentah dan gas bumi di luar negeri sebagai berikut:

Offshore Sarawak Block (SK305)*

Malaysia

16/6/2003

26/7/2010

30%


29 tahun/ years

Vic/L26,

Australia

30/11/2005

Desember/ December 2006

10%

Minyak/Oil

License


Petronas Carigali Pertamina Petrovietnam Operating Company Sdn. Bhd (“PCPP”)

Petronas Carigali Sdn. Bhd. Petrovietnam

Basker Manta Gummy (“BMG”)

Beach Petroleum Ltd. Ceizo EP (Australia) Pty. Ltd. Sojitz Energy Australia Pty. Ltd. Anzon Australia Pty. Ltd.

*

e.

Area


Mitra Usaha PBO / JOC Partners

Nama PBO/ Name of JOC

As of 31 December 2012, PHE and PHE’s Subsidiaries directly and indirectly held foreign crude oil and natural gas interests as follows:

Vic/L27, Vic/L28

Blok ini merupakan Pengendalian Bersama Operasi (“PBO”)

Kepemilikan secara langsung Perusahaan pada KKS minyak dan gas di luar negeri

3/8/2007 3/8/2007

*

e.


Persentase Kepemilikan/ Percentage of Participation

10% 10%



License License

This block is Joint Operating Contract (“JOC”)

The Company’s directly held foreign oil and gas PSC interests

Perusahaan sebagai BUMN mempunyai kepemilikan dalam KKS yang ditandatangani oleh BUMN di negara-negara tertentu. Bagian Perusahaan atas produksi minyak dan gas ditentukan berdasarkan KKS.

The Company, as a State-Owned Enterprise, owns working interests in PSCs entered into among State-Owned Enterprises in certain countries. The Company’s share of oil and gas production is determined in accordance with the respective PSCs.

Pada tanggal 31 Desember 2012, Perusahaan memiliki secara langsung kepemilikan pada KKS atau kontrak sejenis minyak dan gas di luar negeri sebagai berikut:

As of 31 December 2012, the Company’s directly held foreign oil and gas PSCs or similar interests are as follows:



43. KESEPAKATAN KONTRAK MINYAK DAN GAS BUMI (lanjutan) e.

Kepemilikan secara langsung Perusahaan pada KKS minyak dan gas di luar negeri (lanjutan)

Nama JOC/ Name of JOC

Mitra Usaha JOC/ JOC Partners


43. OIL AND GAS CONTRACT ARRANGEMENTS (continued) e.

The Company’s directly held foreign oil and gas PSC interests (continued)

Negara/ Country


Tanggal Mulai Produksi/ Date of Commence -ment of Production

Persentase Kepemilikan/ Percentage of Participation



CONSON Joint Operating Company (CONSON JOC)

Petronas Carigali Petrovietnam

Offshore Block 10, 11 Vietnam

Vietnam

8/1/2002

-

10%

-

30 tahun/years

Coral Petroleum Operating Company Ltd.

CNPC, Sudapet Dindir Petroleum, Africa Energy, Express Petroleum & Gas Co. Ltd.

Block 13, Sudan

Sudan

26/6/2007

-

15%

-

20 tahun/years

Wintershall Holding GmbH

Wintershall AG and Cosmo Energy E&D Ltd.

Block 3, State of Qatar

Qatar

24/10/2007

-

25%

-

25 tahun/years

Pertamina EP Libya Ltd.

-

Block 123 Sirte onshore

Libya

10/12/2005

-

100%

-

Eksplorasi/ Exploration 5 tahun/years

Pertamina EP Libya Ltd.

-

Block 17-3 Sabratah offshore

Libya

10/12/2005

-

100%

-

Eksplorasi/ Exploration 5 tahun/years

44. WILAYAH KERJA PANAS BUMI Sejak tahun 1974, Pertamina Lama memperoleh wilayah-wilayah kerja panas bumi di Indonesia berdasarkan surat-surat keputusan dari Menteri Pertambangan dan Energi. Sesuai dengan PP No. 31 Tahun 2003, segala hak dan kewajiban, yang timbul dari kontrak dan perikatan antara Pertamina Lama dengan pihak ketiga, sepanjang tidak bertentangan dengan Undang-undang No. 22 Tahun 2001, beralih kepada Perusahaan sejak tanggal 17 September 2003. Perusahaan menyerahkan wilayah kerja panas bumi kepada PGE sejak tanggal 1 Januari 2007.

44. GEOTHERMAL WORKING AREAS Since 1974, the former Pertamina Entity was assigned geothermal working areas in Indonesia based on various decision letters issued by the Minister of Mines and Energy. In accordance with PP No. 31 Year 2003, all rights and obligations arising from contracts and agreements of the former Pertamina Entity with third parties, so long as these are not contrary to Law No. 22 Year 2001, were transferred to the Company effective as of 17 September 2003. The Company assigned its geothermal working areas to PGE effective as of 1 January 2007.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/220 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 44. WILAYAH KERJA PANAS BUMI (lanjutan)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 44. GEOTHERMAL WORKING AREAS (continued)

Pada tanggal 31 Desember 2012, wilayah kerja panas bumi PGE adalah sebagai berikut:

As of 31 December 2012, PGE’s geothermal working areas are as follows:

a. Operasi Sendiri

a. Own Operations

Wilayah Kerja/ Working Area Sibayak-Sinabung Ulubelu Kamojang-Darajat Lahendong Lumut Balai Karaha-Cakrabuana Sungai Penuh Tambang SawahHululais Iyang Argopuro Kotamobagu

Lokasi/ Location

Status Lapangan/ Field Status

Operator/ Contractor

Sibayak, Sumatera Utara/North Sumatera Ulubelu, Lampung

Produksi/Production

Kamojang, Jawa Barat/ West Java Lahendong, Sulawesi Utara/North Sulawesi Lumut Balai, Sumatera Selatan/South Sumatera Karaha, Jawa Barat/ West Java Sungai Penuh, Jambi

Produksi/Production

Pengembangan/ Development

PT Pertamina Geothermal Energy PT Pertamina Geothermal Energy PT Pertamina Geothermal Energy PT Pertamina Geothermal Energy PT Pertamina Geothermal Energy

Pengembangan/ Development Eksplorasi/ Exploration Eksplorasi/ Exploration Eksplorasi/ Exploration Eksplorasi/ Exploration

PT Pertamina Geothermal Energy PT Pertamina Geothermal Energy PT Pertamina Geothermal Energy PT Pertamina Geothermal Energy PT Pertamina Geothermal Energy

Produksi/Production

Produksi/Production

Hululais, Bengkulu Argopuro, Jawa Timur/ East Java Kotamobagu, Sulawesi Utara/North Sulawesi

b. Kontrak Operasi Bersama (KOB)

a.

Joint Operating Contracts (JOCs)

Kontrak Operasi Bersama (KOB) meliputi kegiatan panas bumi di wilayah kerja PGE, yang dioperasikan oleh pihak ketiga. Berdasarkan KOB, PGE berhak mendapatkan production allowances dari kontraktor KOB yang besarnya 2,66% untuk KOB Darajat dan 4% untuk KOB Salak, Wayang Windu, Sarulla dan Bedugul, dari laba operasi bersih tahunan kontraktor KOB yang dihitung berdasarkan KOB.

JOCs involve geothermal activities in PGE’s working areas that are conducted by third parties. In accordance with the JOCs, PGE is entitled to receive production allowances from the JOC contractors at the rate of 2.66% for the Darajat JOC and 4% for the Salak, Wayang Windu and Sarulla and Bedugul JOCs of the JOC contractors’ annual net operating income as calculated in accordance with the JOCs.

Pada tanggal 31 Desember 2012, KOB PGE adalah sebagai berikut:

As of 31 December 2012, PGE’s JOCs are as follows:


Lokasi/ Location

Status Lapangan/ Field Status

Operator/ Contractor

Cibeureum - Parabakti

Salak, Jawa Barat/ West Java


Chevron Geothermal Salak Ltd

Wayang Windu, Jawa Barat/West Java


Star Energy Geothermal (Wayang Windu) Ltd

Darajat, Jawa Barat/West Java


Chevron Geothermal Indonesia Ltd

Sarulla, Sumatera Utara/North Sumatera

Eksplorasi/ Exploration

PT Perusahaan Listrik Negara (Persero)

Bedugul, Bali

Eksplorasi/ Exploration

Bali Energy Ltd

Pangalengan Kamojang-Darajat Sibualbuali Tabanan/Bedugul

Pendapatan PGE dari kegiatan panas bumi dikenakan pajak (bagian pemerintah) sebesar 34%.

PGE’s income from geothermal activities is subject to tax (Government share) at the rate of 34%.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/221 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 45. AUDIT PEMERINTAH

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 45. GOVERNMENT AUDIT

Perusahaan

The Company

Sesuai dengan Bagian 8.1 dan Pasal 3.2 Exhibit C dari PPC, Perusahaan memperhitungkan penyusutan atas aset minyak dan gas bumi yang sebelumnya dimiliki oleh Pertamina Lama sebagai recoverable costs untuk periode tanggal 17 September 2003 sampai dengan tanggal 16 September 2005. Seperti dijelaskan di dalam Catatan 17h, sesuai dengan Keputusan Menteri Keuangan No. 92/KMK.06/2008 tanggal 2 Mei 2008, status atas aset yang sebelumnya dimiliki oleh Pertamina Lama yang tidak diakui di dalam neraca awal Perusahaan merupakan Barang Milik Negara (“BMN”) yang disewa Perusahaan sejak tanggal 17 September 2003 sampai dengan tanggal 16 September 2005. Oleh karena itu, koreksi atas dampak penyusutan atas aset yang sebelumnya dimasukkan sebagai recoverable costs oleh Perusahaan untuk periode tanggal 17 September 2003 sampai tanggal 16 September 2005 harus dilakukan.

In accordance with Section 8.1 and Article 3.2 of the Exhibit C of the PPC, the Company included the depreciation of oil and gas assets owned by the former Pertamina Entity as recoverable costs for the period from 17 September 2003 through 16 September 2005. However, as disclosed in Note 17h, according to the Minister of Finance Decree No. 92/KMK.06/2008 dated 2 May 2008, the status of assets previously owned by the former Pertamina Entity which were not recognised in the Company’s opening balance sheet represent state-owned assets (“BMN”) leased to the Company for the period from 17 September 2003 to 16 September 2005. Accordingly, adjustments were required to recognise the impact of the related depreciation of such assets previously claimed as recoverable costs by the Company in the period from 17 September 2003 through 16 September 2005.

Hasil temuan audit oleh BPK, BPMIGAS dan BPKP atas cost recovery Perusahaan untuk periode 2003 sampai 2005 tidak termasuk biaya penyusutan aset yang sebelumnya dimiliki oleh Pertamina Lama pada tanggal 16 September 2003 dari recoverable costs, yang menyebabkan kenaikan bagi hasil Perusahaan dan Pemerintah atas produksi minyak dan gas dan kenaikan liabilitas pajak badan dan dividen Perusahaan. Perusahaan menerima hasil audit yang dilakukan oleh BPK, BPMIGAS dan BPKP sehubungan dengan isu tersebut diatas.

BPK, BPMIGAS and BPKP audit findings for the Company for the period from 2003 through 2005 excluded the depreciation of the assets owned by the former Pertamina Entity as at 16 September 2003 from recoverable costs, resulting in an increase in the Company’s and the Government’s equity share of oil and gas production and an increase in corporate income and dividend tax payable by the Company. The Company has accepted the position as per BPK’s, BPMIGAS’s and BPKP’s audit findings in relation to this issue.

Pada tanggal 31 Desember 2012, Perusahaan telah menyelesaikan liabilitas yang menjadi porsi Perusahaan kepada Pemerintah, kecuali penyelesaian temuan audit BPK atas pajak penghasilan dan dividen Perusahaan sebesar US$310.311 yang masih ditangguhkan menunggu hasil pengajuan banding Perusahaan atas lebih bayar pajak badan untuk periode sejak tanggal 17 September 2003 sampai dengan tanggal 31 Desember 2005.

As at 31 December 2012, the Company has settled its portion of the liability to the Government, except for the settlement of the Company’s corporate and dividend tax obligation based on the BPK’s audit finding of US$310,311 which is pending the outcome of the Company’s appeal in relation to the overpayment of the Company’s corporate income tax for the period from 17 September 2003 through 31 December 2005.

Sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan konsolidasian ini, Perusahaan telah menyelesaikan proses banding pajak badan untuk tahun 2003 dan 2004, sedangkan tahun 2005 masih terus berlangsung.

Up to the completion date of the consolidated financial statements, the Company had finished the appeal process of corporate income tax for the year 2003 and 2004, meanwhile the appeal for the year 2005 was still in progress.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/222 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 45. AUDIT PEMERINTAH (lanjutan)

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 45. GOVERNMENT AUDIT (continued)

Perusahaan (lanjutan)

The Company (continued)

Audit atas penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu dan LPG tabung 3 kg

Audit of reimbursement of costs subsidy for certain fuel (BBM) products and LPG 3 kg cylinders

Pada tanggal penyelesaian laporan keuangan konsolidasian ini, penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu dan LPG tabung 3 kg untuk tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2012 sedang dalam proses audit oleh BPK. Manajemen berpendapat bahwa hasil audit tersebut tidak akan memiliki dampak material terhadap posisi keuangan dan arus kas Perusahaan.

As of the completion date of these consolidated financial statements, reimbursement of the cost subsidy for certain fuel (BBM) products and LPG 3 kg cylinders for the year ended 31 December 2012 is still being audited by BPK. Management believes that the audit results will not have a material impact on the Company’s financial position and cash flows.

PT Pertamina EP

PT Pertamina EP

Kebijakan akuntansi yang ditetapkan dalam KKS menjadi subjek interpretasi oleh SKK MIGAS dan Pemerintah. Setiap tahun, pembukuan secara akuntansi dan laporan keuangan Perusahaan menjadi subjek audit oleh SKK MIGAS dan/atau Pemerintah. Klaim - klaim yang timbul dari audit oleh SKK MIGAS dan Pemerintah akan disetujui oleh manajemen Perusahaan dan dicatat dalam pembukuan secara akuntansi atau didiskusikan lebih lanjut dengan SKK MIGAS dan/atau Pemerintah. Penyelesaian atas klaim - klaim yang didiskusikan tersebut memerlukan proses negosiasi yang cukup lama.

The accounting policies specified in the Cooperation Contract are subject to interpretation by SKK MIGAS and the Government. The accounting records and reports of the Company are subjected to an audit by SKK MIGAS and/or the Government on an annual basis. Claims arising from these audits are either agreed upon by the management of the Company and recorded in its accounting records or discussed with SKK MIGAS and/or the Government. Resolution of the discussed claims may require a lengthy negotiation process.

Perusahaan sedang diaudit bersama – sama oleh SKK MIGAS, BPKP, dan DJP untuk tahun buku 2011. Sampai dengan tanggal laporan keuangan ini, Perusahaan belum menerima hasil audit bersama tersebut.

The Company is being audited jointly by SKK MIGAS, BPKP, and DGT for financial year 2011. As of the date of these financial statements, the Company has not received the result of this joint audit.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/223 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 46. AKTIVITAS ARUS KAS

YANG

TIDAK


MEMPENGARUHI

46. ACTIVITIES NOT AFFECTING CASH FLOWS

2012 Saling hapus nilai lawan (utang kepada Pemerintah atas bagian produksi minyak mentah Indonesia yang masuk ke kilang Perusahaan) dengan piutang usaha dari PLN, piutang dari TNI/ Kementerian Pertahanan serta penggantian biaya LPG tabung 3 kg (Catatan 17a)

Saling hapus piutang atas penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu dengan utang kepada Pemerintah (nilai lawan dan dividen) (Catatan 17a) Saling hapus piutang DMO fees PT Pertamina EP dan PT PHE dengan liabilitas Perusahaan dan PT Pertamina EP kepada Pemerintah (Catatan 17c) Saling hapus piutang DMO fees PT Pertamina EP dan PT PHE dengan liabilitas Perusahaan dan PT Pertamina EP kepada Pemerintah (Catatan 17d) Saling hapus piutang DMO fees PT Pertamina EP dan PT PHE dengan liabilitas Perusahaan dan PT Pertamina EP kepada Pemerintah (Catatan 17e) Penambahan aset tetap dari sewa pembiayaan (Catatan 12)

Penambahan aset tetap yang berasal dari kapitalisasi biaya pinjaman (Catatan 12) Penambahan aset minyak dan gas yang berasal dari kapitalisasi biaya pinjaman (Catatan 13)

Penambahan aset minyak dan gas yang berasal dari kapitalisasi biaya pembongkaran dan restorasi (Catatan 22)


2011*

216,148

Offset of conversion account (amount due to the Government for its share of Indonesian crude oil production supplied to the Company’s refineries) against trade receivables from PLN, trade receivables from Indonesian Armed Forces/Police and reimbursement of cost 3,593,460 for LPG 3 kg cylinders (Note 17a)

-

Offset of receivables for reimbursements of cost subsidy for certain fuel (BBM) products against balances due to the Government (conversion account and dividend) (Note 17a)

2,336,154

126,656

Offset of DMO fees PT Pertamina EP and PT PHE’s receivable against the Company’s and PT Pertamina EP and PT PHE’s obligations 200,007 to the Government (Note 17c)

233,455

Offset of DMO fees PT Pertamina EP and PT PHE’s receivable against the Company’s and PT Pertamina EP and PT PHE’s obligations 151,607 to the Government (Note 17d)

66,333

43,789

21,269

27,325

609,841

Offset of DMO fees PT Pertamina EP and PT PHE’s receivable against the Company’s and PT Pertamina EP and PT PHE’s obligations 1,851 to the Government (Note 17e)

110,365

Increase in fixed assets from finance lease assets (Note 12)

16,076

Fixed asset additions resulting from capitalisation of borrowing costs (Note 12)

9,780

Oil and gas property additions resulting from capitalisation of borrowing costs (Note 13)

157,370

Oil and gas property additions resulting from capitalisation for decommissioning and site restoration (Note 22)


PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/224 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 47. ASET KEUANGAN DAN LIABILITAS KEUANGAN

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 47. FINANCIAL ASSETS AND FINANCIAL LIABILITIES

Berikut ini adalah kategori aset dan liabilitas keuangan dari Grup:

Jumlah/Total

The information given below relates to the Group’s financial assets and liabilities by category:

Nilai wajar diakui melalui laporan laba-rugi/ Fair value through profit or loss

Tersedia untuk dijual/ Available-forsale

Pinjaman dan piutang/ Loans and receivables

Dimiliki hingga jatuh tempo/Held to maturity

31 Desember/December 2012 Aset keuangan/ Financial assets Kas dan setara kas/ Cash and cash equivalents Kas yang dibatasi penggunaannya/ Restricted cash Investasi jangka pendek/ Short-term investments Investasi jangka panjang/ Long-term investments Piutang usaha/Trade receivables Piutang dari Pemerintah/ Due from the Government Piutang lain-lain/Other receivables PPN yang dapat ditagihkan kembali/Reimbursable VAT Aset lain-lain/ Other assets Jumlah aset keuangan/ Total financial assets a)

4,295,373

-

-

4,295,373

-

172,788

-

-

172,788

-

66,223

34,322

-

31,901

-

3,855,356

218,633 -

a)

245,032 3,855,356

-

26,399 -

2,714,526 969,701

-

-

2,714,526 969,701

-

255,963

-

-

255,963

-

127,111

-

-

127,111

-

12,702,073

34,322

26,399

12,422,719

218,633

Investasi pada ekuitas tanpa harga pasar aktif/Investment in equity with no quoted market price

Jumlah/Total Liabilitas keuangan/ Financial liabilities Pinjaman jangka pendek/ Short-term loans Utang usaha/Trade payables Utang kepada Pemerintah/ Due to the Government Beban yang masih harus dibayar/Accrued expenses Liabilitas jangka panjang/ Long-term liabilities Utang lain-lain/Other payables Utang obligasi/Bonds payable Utang jangka panjang lain-lain/ Other non-current payables Jumlah liabilitas keuangan/ Total financial liabilities


Liabilitas keuangan lainnya/Other financial liabilities

(3,843,002) (4,745,376)

-

(3,843,002) (4,745,376)

(2,362,795)

-

(2,362,795)

(1,321,458)

-

(1,321,458)

(1,873,263) (302,723) (3,937,935)

-

(1,873,263) (302,723) (3,937,935)

(98,945)

-

(98,945)

(18,485,497)

-

(18,485,497)

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/225 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 47. ASET KEUANGAN DAN LIABILITAS KEUANGAN (lanjutan)

Jumlah/Total

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 47. FINANCIAL ASSETS AND FINANCIAL LIABILITIES (continued)





31 Desember/December 2011* Aset keuangan/ Financial assets Kas dan setara kas/ Cash and cash equivalents Kas yang dibatasi penggunaannya/ Restricted cash Investasi jangka pendek/ Short-term investments Piutang usaha/Trade receivables Piutang dari Pemerintah/ Due from the Government Piutang lain-lain/ Other receivables Investasi jangka panjang/ Long-term investments PPN yang dapat ditagihkan kembali/Reimbursable VAT Aset lain-lain/ Other assets Jumlah aset keuangan/ Total financial assets a)

3,199,325

-

-

3,199,325

-

128,009

-

-

128,009

-

169,835 3,541,762

72,268 -

19,109 -

78,458 3,541,762

-

1,905,878

-

-

1,905,878

-

416,820

-

-

416,820

-

-

277,599

a)

305,137

-

27,538

129,773

-

-

129,773

-

207,194

-

-

207,194

-

10,003,733

72,268

46,647

9,607,219

277,599


Jumlah/Total Liabilitas keuangan/ Financial liabilities Pinjaman jangka pendek/ Short-term loans Utang usaha/Trade payables Utang kepada Pemerintah/ Due to the Government Beban yang masih harus dibayar/Accrued expenses Utang lain-lain/Other payables Liabilitas jangka panjang/ Long-term liabilities Utang obligasi/Bonds payable Utang jangka panjang lain-lain/ Other non-current payables Jumlah liabilitas keuangan/ Total financial liabilities




(2,923,096) (4,132,119)

-

(2,923,096) (4,132,119)

(2,677,524)

-

(2,677,524)

(1,131,053) (237,557)

-

(1,131,053) (237,557)

(2,414,807) (1,465,711)

-

(2,414,807) (1,465,711)

(88,691)

-

(88,691)

(15,070,558)

-

(15,070,558)


PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/226 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 47. ASET KEUANGAN DAN LIABILITAS KEUANGAN (lanjutan)

Jumlah/Total

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 47. FINANCIAL ASSETS AND FINANCIAL LIABILITIES (continued)





1 Januari/1January 2011* Aset keuangan/ Financial assets Kas dan setara kas/ Cash and cash equivalents Kas yang dibatasi penggunaannya/ Restricted cash Investasi jangka pendek/ Short-term investments Piutang usaha/ Trade receivables Piutang dari Pemerintah/ Due from the Government Piutang lain-lain/ Other receivables Investasi jangka panjang/ Long-term investments PPN yang dapat ditagihkan kembali/Reimbursable VAT Aset lain-lain/ Other assets Jumlah aset keuangan/ Total financial assets a)

2,336,689

-

-

2,336,689

-

325,837

-

-

325,837

-

189,070

40,205

17

148,848

-

2,241,226

-

-

2,241,226

-

1,486,651

-

-

1,486,651

-

989,337

-

-

989,337

-

-

363,264

a)

379,171

-

15,907

164,701

-

-

164,701

-

132,751

-

-

132,751

-

8,245,433

40,205

15,924

7,826,040

363,264


Jumlah/Total Liabilitas keuangan/ Financial liabilities Pinjaman jangka pendek/Short-term loans Utang usaha/Trade payables Utang kepada Pemerintah/Due to the Government Beban yang masih harus dibayar/Accrued expenses Utang lain-lain/Other payables Liabilitas jangka panjang/Long-term liabilities Utang jangka panjang lain-lain/Other non-current payables Jumlah liabilitas keuangan/ Total financial liabilities

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, laba/(rugi) bersih dari aset keuangan yang diukur pada nilai wajar masing-masing adalah US$1.221 dan US$(502), dan aset keuangan yang tersedia untuk dijual masing-masing adalah US$1.274 dan US$582. * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)



(2,141,950) (3,618,766) (2,294,788)

-

(2,141,950) (3,618,766) (2,294,788)

(819,416) (261,265) (2,755,770) (79,425)

-

(819,416) (261,265) (2,755,770) (79,425)

(11,971,380)

-

(11,971,380)

As of 31 December 2012 and 2011, net gain/(loss) from financial assets at fair value through profit or loss are US$1,221 and US$(502), respectively, and financial assets as available for sale are US$1,274 and US$582, respectively. As restated (refer to Note 4) *

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/227 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 48. KEBIJAKAN MANAJEMEN RISIKO

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 48. RISK MANAGEMENT POLICY

Dengan berbagai kegiatan usaha yang dilakukan, Grup memiliki potensi atas berbagai risiko. Program manajemen risiko yang dimiliki Grup ditujukan untuk meminimalkan dampak yang tidak diharapkan pada kinerja Grup.

The Group’s activity expose them to a variety of risks. The Group’s overall risk management program focuses on minimising potential adverse effects on the financial performance of the Group.

Manajemen risiko dijalankan oleh Direksi Grup khususnya melalui Komite Manajemen Risiko (Komite), Risk Management Unit dan Risk Taking Unit untuk melakukan identifikasi, penilaian, mitigasi dan memonitor risiko-risiko Grup. Komite Manajemen Risiko menetapkan prinsip manajemen risiko secara keseluruhan meliputi risiko usaha dan risiko keuangan.

Risk management is carried out by the Group’s Board of Directors, specifically the Risk Management Committee (the Committee), Risk Management Unit and Risk Taking Unit, to identify, assess, mitigate and monitor the risks, where considered appropriate. The Committee provides principles for overall risk management, including business risk and financial risk.

a. Risiko usaha

a. Business risks

Aktivitas bisnis Grup terpengaruh berbagai risiko keuangan (hulu dan hilir) misalnya sebagai berikut:

The Group business activities are exposed to a variety of business risks (upstream and downstream) which are as follows:

I.

I.

Grup berada di bawah kendali Pemerintah dan tidak ada jaminan bahwa mereka akan selalu bertindak untuk kepentingan terbaik Grup. Grup juga memperoleh keuntungan tertentu dengan menjadi entitas milik negara dan Grup tidak dapat menjamin bahwa setiap atau semua keuntungan ini akan terus berlanjut.

The Group is subject to the control of the Government and there is no guarantee that they will always act in the Group’s best interests. The Group also derives certain benefits from being a state-owned entity, and the Group cannot guarantee that any or all of these benefits will continue.

II.

Grup diaudit oleh BPMIGAS dan/atau Pemerintah yang dapat mengakibatkan klaim terhadap Grup. Saat ini Grup juga sedang berada dalam sengketa dengan DJP berkaitan dengan pajak pendapatan perusahaan. Hasil dari klaim dan sengketa tersebut belum pasti.

II. The Group is subject to audit by BPMIGAS and/or the Government, which may result in claims by them against the Group. The Group is also currently in a dispute with the DGT with respect to corporate income tax payable. The outcome of any such claims and disputes is uncertain.

III.

Grup tergantung pada mitra usaha patungan dan kontraktor independen pihak ketiga sehubungan dengan operasi eksplorasi dan produksi dan untuk melaksanakan program pengembangan Grup.

III. The Group is dependent on joint venture partners and third-party independent contractors in connection with exploration and production operations and to implement the Group’s development programs.

IV. Minyak mentah, gas alam, dan perkiraan cadangan panas bumi milik Grup tidak pasti dan mungkin terbukti tidak akurat dari waktu ke waktu atau mungkin tidak dapat secara akurat mencerminkan tingkat cadangan yang sebenarnya, atau bahkan jika akurat, keterbatasan teknis dapat mencegah Grup untuk mendapatkan kembali cadangan ini.

IV. The Group’s crude oil, natural gas and geothermal reserve estimates are uncertain and may prove to be incorrect over time or may not accurately reflect actual reserve levels, or even if accurate, technical limitations may prevent the Group from retrieving these reserves.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/228 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 48. KEBIJAKAN MANAJEMEN RISIKO (lanjutan) a. Risiko usaha (lanjutan)

b.

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 48. RISK MANAGEMENT POLICY a. Business risks (continued)

V.

Grup tergantung kepada kemampuan manajemen untuk mengembangkan cadangan yang ada, mengganti cadangan yang ada dan mengembangkan cadangan tambahan.

V. The Group is dependent on management’s ability to develop existing reserves, replace existing reserves and develop additional reserves

VI.

Sebagian besar dari pendapatan Grup berasal dari penetapan produk bahan bakar bersubsidi.

VI. A substantial part of the Group’s revenues is derived from the provision of subsidised fuel products.

Risiko keuangan

b.

Financial risk

Risiko keuangan meliputi risiko pasar, kredit dan likuiditas.

Financial risk includes market, credit and liquidity risks.

I.

I.

Risiko pasar

Market risk

Risiko pasar adalah risiko dimana nilai wajar arus kas di masa yang akan datang dari suatu instrumen keuangan akan berfluktuasi karena adanya perubahan harga pasar.

Market risk is the risk that the fair value of future cash flows of a financial instrument will fluctuate because of changes in market prices.

Faktor-faktor risiko pasar tersebut adalah perubahan nilai tukar mata uang asing, suku bunga, dan harga komoditas.

The market risk factors are foreign exchange rates, interest rates, and commodity prices.

(i) Risiko nilai tukar mata uang asing

(i)

Foreign exchange risk

Pendapatan Grup ditentukan berdasarkan pergerakan MOPS yang akan dibayarkan secara terpisah baik oleh masyarakat dan Pemerintah Indonesia dalam bentuk subsidi produk BBM dan LPG. Adanya peraturan di Indonesia yang mengharuskan pembayaran dalam mata uang Rupiah sementara sebagian besar biaya operasi khususnya untuk pengadaan minyak mentah dan produk minyak dilakukan dalam mata uang Dolar Amerika Serikat, dapat menyebabkan risiko nilai tukar mata uang asing terhadap Grup untuk akun-akun seperti kas dan setara kas, piutang usaha, piutang dari Pemerintah, utang kepada Pemerintah dan liabilitas jangka panjang.

Group revenues are determined by the movement of MOPS and will be paid separately by the public and the Government of Indonesia in the form of subsidies for fuel and LPG products. The existence of laws in Indonesia that requires payments denominated in Rupiah, while most of the operating costs particularly for the procurement of crude oil and oil products are made in US Dollar, can lead foreign exchange risk to the Group for accounts such as cash and cash equivalents, trade receivables, due from Government, due to Government and long-term liabilities.

Grup memitigasi risiko nilai tukar mata uang asing secara alami melalui pengelolaan arus kas secara efektif.

The Group naturally mitigate the foreign exchange risk trough managing cash flow effectively.



48. KEBIJAKAN MANAJEMEN RISIKO (lanjutan) b.

48. RISK MANAGEMENT POLICY (continued)

Risiko keuangan (lanjutan) I.

b.

Risiko pasar (lanjutan)

Financial risk (continued) I.

(i) Risiko nilai tukar mata uang asing (lanjutan)

Market risk (continued) (i)

Foreign exchange risk (continued)

Analisis sensitivitas

Sensitivity analysis

Penguatan (pelemahan) Rupiah yang diindikasikan di bawah, terhadap Dolar Amerika Serikat akan meningkatkan (menurunkan) ekuitas dan laba-rugi sebesar jumlah yang ditunjukkan di bawah. Analisis ini didasarkan pada varian nilai tukar mata uang asing yang Perusahaan dan entitas anak pertimbangkan yang sangat mungkin terjadi pada tanggal pelaporan. Analisis mengasumsikan bahwa seluruh variabel lain, pada khususnya tingkat suku bunga, tetap tidak berubah dan mengabaikan dampak atas perkiraan penjualan dan pembelian.

A strengthening (weakening) of Rupiah, as indicated below, against US Dollar would have increased (decreased) equity and profit or loss by the amounts shown below. This analysis is based on foreign currency exchange rate variances that the Group considered to be reasonably possible at the reporting date. The analysis assumes that all other variables, in particular interest rates, remain constant an ignores any impact of forecasted sales and purchases.

Penguatan/Strengthening Ekuitas/ Equity 31 Desember 2012 IDR (pergerakan 3%)

234

Laba atau rugi/Profit or loss

69,035

Pelemahan/Weakening Ekuitas/ Equity

(674)

Laba atau rugi/Profit or loss

(65,013)

31 December 2012 IDR (3% movement)

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/230 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 48. KEBIJAKAN MANAJEMEN RISIKO (lanjutan) b.


Risiko pasar (lanjutan) (ii) Risiko harga komoditi

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 48. RISK MANAGEMENT POLICY (continued) b.


Market risk (continued) (ii)

Commodity price risk

Fluktuasi harga minyak mentah, gas alam dan produk kilang serta ketidakpastian pasar untuk minyak mentah dan gas dapat berpengaruh buruk terhadap usaha, kondisi keuangan dan hasil operasi dari Grup.

The volatility in prices of crude oil, natural gas and refined products and the uncertainty of the market dynamics for oil and gas could adversely affect the Group’s business, financial conditions and results of operations.

Kemampuan Grup dalam menghasilkan laba dipengaruhi secara signifikan oleh harga dan permintaan minyak mentah, gas dan produk kilang, perbedaan antara harga perolehan minyak mentah, gas dan produk kilang serta biaya eksplorasi, pengembangan, produksi, distribusi dan penjualan minyak mentah, gas dan produk minyak. Pasar internasional dan domestik untuk minyak mentah dan produk kilang berfluktuasi, dan ditenggarai oleh fluktuasi harga yang signifikan yang terjadi belum lama ini. Fluktuasi harga pasar minyak mentah, gas dan produk kilang tergantung dari berbagai faktor diluar kendali Grup. Faktor-faktor tersebut antara lain:

The Group’s profitability is significantly affected by the prices of, and demand for, crude oil, natural gas and refined products, the difference between the prices received for the crude oil, natural gas and refined products it produces and the costs of exploring for, developing, producing, transporting and selling crude oil, gas and refined products. The international and domestic markets for crude oil and refined products are volatile, and have recently been characterised by significant price fluctuations. The volatility of the market prices of crude oil, natural gas and refined products is subject to a variety of factors beyond the Group’s controls. These factors, among others, include:

-

-

Peristiwa dan kondisi internasional, termasuk perkembangan politik dan ketidakstabilan wilayah penghasil minyak, seperti Timur Tengah (terutama Teluk Persia, Iran dan Irak), Amerika Latin dan Afrika Barat;

International events and circumstances, as well as political developments and instability in petroleum producing regions, such as the Middle East (particularly the Persian Gulf, Iran and Iraq), Latin America and Western Africa;



Risiko pasar (lanjutan) (ii) Risiko harga komoditi (lanjutan) -

-

-

-



Market risk (continued) (ii) Commodity price risk (continued)

Kemampuan Organisasi Negara Penghasil Minyak (OPEC) dan negara produsen minyak lain menjaga tingkat produksi dan dengan demikian mempengaruhi harga pasar; Tingkat pasokan sumber energi substitusi, seperti gas alam dan batubara; Peraturan Pemerintah dalam dan luar negeri terkait industri minyak dan gas pada umumnya, dan kebijakan harga minyak mentah, gas dan produk kilang di Indonesia; Cakupan dan tingkat aktivitas eksplorasi dan produksi minyak dan gas dunia, persediaan minyak dan gas dunia, partisipasi pasar dari spekulan minyak dan produk lainnya; Kondisi cuaca dan musim;

-

Perubahan kebijakan penentuan harga dari kompetitor dan Pemerintah; dan Kondisi ekonomi global, domestik dan regional.

-

-

-

-

-

The ability of the Organisation of Petroleum Exporting Countries (OPEC) and other petroleumproducing nations to set and maintain production levels and therefore influence market prices; Supply levels of substitute energy sources, such as natural gas and coal; Domestic and foreign government regulations with respect to oil and energy industries in general, and crude oil, natural gas and refined products pricing policies in Indonesia; The level and scope of activity of global oil and natural gas exploration and production, global oil and natural gas inventories, oil speculators and other commodity market participants; Weather conditions and seasonality; Change in pricing policies of competitors and the Government; and Overall global, domestic and regional economic conditions.

Risiko yang dijelaskan di atas merupakan risiko usaha normal yang dialami oleh Grup. Grup tidak melakukan transaksi derivatif dan harga produk ditetapkan sesuai dengan harga pasar.

Risks explained above are normal activity risks which are experienced by the Group. The Group does not engage in derivative transactions and prices are determined based on market prices.

Grup memitigasi risiko secara alami melalui manajemen pengadaan komoditi dengan menggunakan Crude Oil Management System (“COMS”) guna mendapatkan harga minyak mentah yang kompetitif untuk mendukung produksi produk minyak dengan hasil yang optimal.

The Group mitigates the risk naturally by commodity procurement management using the Crude Oil Management System (“COMS”) to acquire competitive crude prices to support production of petroleum products with the most optimum results.



Risiko pasar (lanjutan) (ii) Risiko harga komoditi (lanjutan)



Market risk (continued) (ii) Commodity price risk (continued)

Grup ikut serta dalam kontrak komoditas fisik sebagai bagian kegiatan usaha normal. Kontrak ini bukan merupakan derivatif dan diukur pada harga perolehan. Dalam hal ini, Grup tidak terekspos risiko harga komoditas karena harga ditentukan pada saat tanggal pembelian.

The Group also participates into a physical commodity contracts in the normal course of business. These contracts are not a derivatives and measured at cost. In this case, the Group is not exposed to commodity price risk because the price has been determined at the date of purchase.

(iii) Risiko tingkat suku bunga arus kas dan nilai wajar

(iii) Cash flow and fair value interest rate risk

Grup memiliki eksposur dari risiko suku bunga arus kas dan nilai wajar suku bunga yang disebabkan oleh posisi aset dan liabilitas keuangan, terutama untuk menjaga arus kas agar dapat memenuhi kebutuhan dana operasi dan pengadaan modal.

The Group is exposed to cash flow and fair value interest rate risk due to financial asset and liabilities position, mainly to maintain cash flow in order to meet the needs of operational and capital expenditure.

Aset dan liabilitas keuangan dengan dengan tingkat suku bunga mengambang mengekspos Grup terhadap suku bunga arus kas. Aset dan liabilitas keuangan dengan tingkat suku bunga tetap mengekspos Grup terhadap risiko nilai wajar suku bunga.

Asset and liabilities with floating rates expose the Group to cash flow interest rate risk. Asset and liabilities with fixed rates expose the Group to fair value interest rate risk.

Grup menyelenggarakan pendanaan secara terpusat dan memonitor pergerakan tingkat LIBOR, SIBOR, JIBOR dan suku bunga pinjaman lain yang berlaku di pasar dari waktu ke waktu dan melakukan negosiasi untuk mendapatkan tingkat suku bunga yang paling menguntungkan sebelum melakukan penempatan dana atau melakukan negosiasi tingkat bunga kepada pemberi pinjaman apabila tingkat suku bunga pinjaman menjadi tidak kompetitif dibandingkan dengan suku bunga yang berlaku di pasar.

The Group established centralised a funding and continuously monitor movement of LIBOR, SIBOR, JIBOR and other borrowing rates prevailing at market and conducts negotiation to get most profitable interest rates before making placement of funds or conducts negotiation with lenders if the borrowing rates becomes uncompetitive compared to prevailing rates in the market.

Grup dapat menggunakan fasilitas pinjaman dari beberapa bank pemerintah seperti BNI, BRI, Bank Mandiri dan bank swasta asing.

The Group may use loan facility provided by some of national banks such as BNI, BRI, Bank Mandiri and foreign private banks.






b.



Market risk (continued)

(iii) Risiko tingkat suku bunga arus kas dan nilai wajar (lanjutan)

(iii) Cash flow and fair value interest rate risk (continued)

Pada saat tanggal pelaporan, asset dan liabilitas keuangan dengan tingkat suku bunga mengambang, suku bunga tetap dan non-bunga adalah sebagai berikut:

At the reporting date, the Group’s financial asset and liabilities with floating rate, fixed rate and non-interest bearing are as follow:

31 Desember/December 2012 Suku bunga tetap/ Fixed rate Jatuh tempo Jatuh tempo kurang dari lebih dari satu tahun/ satu tahun/ Maturity Maturity less than more than one year one year

Suku bunga mengambang/ Floating rate Jatuh tempo Jatuh tempo kurang dari lebih dari satu tahun/ satu tahun/ Maturity Maturity less than more than one year one year Aset/Assets Kas dan setara kas/ Cash and cash equivalents Kas yang dibatasi penggunaannya/ Restricted cash Investasi jangka pendek/ Short-term investments Piutang usaha/ Trade receivables Piutang dari Pemerintah/ Due from the Government Piutang lain-lain/ Other receivables Investasi jangka panjang/ Long-term investments PPN yang dapat ditagihkan kembali/Reimbursable VAT Aset lain-lain/Other assets Jumlah aset keuangan/ Total financial assets Liabilitas/Liabilities Pinjaman jangka pendek/ Short-term loans Utang usaha/ Trade payables Utang kepada Pemerintah/ Due to the Government Beban yang masih harus dibayar/ Accrued expenses Utang lain-lain/ Other payables Liabilitas jangka panjang/Long-term liabilities Utang obligasi/Bonds payable Utang jangka panjang lain-lain/Other non-current payables Jumlah liabilitas keuangan/ Total financial liabilities


Non-bunga/ Non-interest bearing

1,927,115

-

2,360,377

-

95,743

-

77,045

-

-

31,901

-

-

Jumlah/ Total

7,881

4,295,373

-

-

172,788

-

34,322

66,223

-

-

3,855,356

3,855,356

-

-

-

-

2,714,526

2,714,526

287,349

-

-

-

682,352

969,701

103,413

-

-

115,220

26,399

245,032

-

28,759

-

23,368

255,963 74,984

255,963 127,111

2,413,620

28,759

2,469,323

138,588

7,651,783

12,702,073

-

(3,843,002)

(3,843,002)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

(419,529) (4,262,531)

(1,066,721) (1,066,721)

(285,161)

(69,818) (354,979)

(4,745,376)

(4,745,376)

(1,881,632)

(2,362,795)

-

(1,321,458)

(1,321,458)

-

(302,723)

(302,723)

(196,002)

(317,195) (3,937,935) (4,451,132)

-

(1,873,263) (3,937,935)

(98,945)

(98,945)

(8,350,134)

(18,485,497)







b.


I.


Jumlah aset keuangan/ Total financial assets Liabilitas/Liabilities Pinjaman jangka pendek/ Short-term loans Utang usaha/ Trade payables Utang kepada Pemerintah/ Due to the Government Beban yang masih harus dibayar/ Accrued expenses Utang lain-lain/ Other payables Liabilitas jangka panjang/Long-term liabilities Utang obligasi/Bonds payable Utang jangka panjang lain-lain/Other non-current payables Jumlah liabilitas keuangan/ Total financial liabilities


Market risk (continued) (iii) Cash flow and fair value interest rate risk (continued)

31 Desember/December 2011* Suku bunga tetap/ Fixed rate Jatuh tempo Jatuh tempo kurang dari lebih dari satu tahun/ satu tahun/ Maturity Maturity less than more than one year one year

Suku bunga mengambang/ Floating rate Jatuh tempo Jatuh tempo kurang dari lebih dari satu tahun/ satu tahun/ Maturity Maturity less than more than one year one year Aset/Assets Kas dan setara kas/ Cash and cash equivalents Kas yang dibatasi penggunaannya/ Restricted cash Investasi jangka pendek/ Short-term investments Piutang usaha/ Trade receivables Piutang dari Pemerintah/ Due from the Government Piutang lain-lain/ Other receivables Investasi jangka panjang/ Long-term investments PPN yang dapat ditagihkan kembali/Reimbursable VAT Aset lain-lain/Other assets

Financial risk (continued)

Non-bunga/ Non-interest bearing

Jumlah/ Total

2,320,663

-

873,823

-

4,839

3,199,325

9,149

-

118,860

-

-

128,009

-

-

78,458

-

91,377

169,835

-

-

-

-

3,541,762

3,541,762

-

-

-

-

1,905,878

1,905,878

-

-

-

-

416,820

416,820

110,278

110,278

-

57,044

27,537

305,137

-

-

-

13,956

129,773 193,238

129,773 207,194

2,440,090

110,278

1,071,141

71,000

6,311,224

10,003,733

-

(2,923,096)

(2,923,096)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

(584,250) (3,507,346)

(1,356,567) (1,356,567)

(271,339)

(88,953) (360,292)

(4,132,119)

(4,132,119)

(2,196,816)

(2,677,524)

-

(1,131,053)

(1,131,053)

-

(237,557)

(237,557)

(209,369)

(385,037) (1,465,711) (2,060,117)

-

(2,414,807) (1,465,711)

(88,691)

(88,691)

(7,786,236)

(15,070,558)




48. RISK MANAGEMENT POLICY (continued) b.



Market risk (continued)


(iii) Cash flow and fair value interest rate risk (continued)

Perubahan 10 basis poin atas tingkat suku bunga mengambang pada tanggal pelaporan akan berpengaruh terhadap laba tahun berjalan sebesar jumlah di bawah. Analisis ini mengasumsikan bahwa seluruh variabel lain, terutama nilai tukar mata uang asing, tidak berubah.

A change of 10 basis points in floating interest rates at the reporting date would have affected income for the year to the amounts shown below. This analysis assumed that all other variables, in particular foreign currency rates, remain constant.

Dampak terhadap:

II.


+10 bp meningkat/increase

-10 bp menurun/ decrease

Effect in:

Laba tahun berjalan

(2,167)

2,167

Income for the year

Sensitivitas arus kas (bersih)

(2,167)

2,167

Cash flow sensitivity (net)

Risiko kredit

II.

Credit risk

Grup memiliki risiko kredit yang secara signifikan berasal dari piutang yang belum dibayar, kas dan setara kas, serta investasi pada efek utang. Pada sebagian besar transaksinya, Grup menggunakan bank dan lembaga keuangan yang secara independen dinilai dengan peringkat “AAA”, “AA+” dan AA.

The Group has significant credit risk from unpaid receivables, cash and cash equivalents and investments in debt securities. In most transactions, the Group uses banks and financial institutions that are independently assessed with a rating of "AAA", "AA +" and AA.

Untuk penjualan non tunai, Grup menerapkan sistem tata kerja mengatur mekanisme persetujuan kredit. Dengan praktek tersebut, beberapa penjualan non tunai Grup telah disertai dengan agunan/jaminan bank. Untuk penjualan non tunai lainnya tanpa jaminan, Group memastikan dilakukannya evaluasi credit scoring, evaluasi credit limit dan persetujuan kredit sebelum dilakukannya penjualan ke pelanggan.

For the Group’s credit sales, the Group applied a standard operating procedure for credit approval mechanism. With such practice, some portion of the Group’s credit sales has been secured with a collateral/bank guarantee. For other credit sales without collateral/bank guarantee, Group ensured that credit scoring, credit limit evaluation and credit approval were performed and provided prior to any sales with the customer.


Risiko keuangan (lanjutan) II.

Risiko kredit (lanjutan)


Financial risk (continued) II.

Credit risk (continued)

Grup juga mempunyai Credit Management System untuk memonitor penggunaan batasan kredit dan pemblokiran otomatis untuk tagihan yang melewati tanggal jatuh tempo mulai dari 7 (tujuh) hari. Grup akan mengenakan sanksi keterlambatan pembayaran dalam sebagian kontrak penjualan yang didasarkan pada hasil evaluasi kredit masing-masing pelanggan.

The Group also has a Credit Management System to monitor the usage of credit limits and automatic blocking facility in the case of no payment starting from 7 (seven) days after the maturity date. The Group will imposes penalty for overdue payment in some sales contracts based on the result of each customer’s credit evaluation

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011, Grup mempunyai saldo piutang usaha masing-masing sebesar US$3.855.356 dan US$3.541.762, dimana 58% dan 61% diantaranya merupakan piutang usaha kepada institusi Pemerintah dan Badan Usaha Milik Negara dengan saldo terbesar adalah piutang usaha dari PLN dan Entitas Anak sebesar US$1.410.195 dan US$1.592.442

As of 31 December 2012 and 2011, the Group has trade receivables of US$3,855,356 and US$3,541,762, of which 58% and 61% is from Government institution and State Owned Enterprises with the largest balance was due from PLN and its subsidiaries in the amount of US$1,410,195 and US$1,592,442, respectively.

Sepuluh debitur utama Grup pada saat tanggal 31 Desember 2012 adalah PLN dan Entitas Anak, TNI/Kementerian Pertahanan, Kodeco Energy Co.Ltd., Mitsui Oil (Asia) Pte. Ltd., PT Pamapersada Nusantara, PetroChina Group, Petronas Trading Corporation Sdn Bhd, S-Oil Corporation Singapore, PT Lion Mentari Airlines, Veritaoil Limited and ConocoPhillips Company.

The top ten debtors of the Group at 31 December 2012 are PLN and Subsidiaries, TNI/Ministry of Defense, Kodeco Energy Co.Ltd., Mitsui Oil (Asia) Pte. Ltd., PT Pamapersada Nusantara, PetroChina Group, Petronas Trading Corporation Sdn Bhd, S-Oil Corporation Singapore, PT Lion Mentari Airlines, Veritaoil Limited and ConocoPhillips Company.



Risiko kredit (lanjutan) (i)

Pihak ketiga dan pihak yang berelasi



Credit risk (continued) (i)

Third parties and related parties

Aset keuangan yang belum jatuh tempo dan tidak mengalami penurunan nilai

Financial assets neither past due nor impaired

Kualitas kredit dari aset keuangan Grup yang belum jatuh tempo dan tidak mengalami penurunan nilai, dinilai dengan mengacu pada peringkat kredit eksternal (jika tersedia) atau mengacu pada informasi historis mengenai tingkat risiko gagal bayar debitur.

The credit quality of the Group’s financial assets that are neither past due nor impaired, was assessed by referencing to external credit ratings (if available) or to historical information about counterparty default risk rates.

31 Desember/ December 2012 Kas dan setara kas Diperingkat oleh PT Pemeringkat Efek Indonesia (PEFINDO) Peringkat AAA Peringkat AA+ Peringkat AA Peringkat A+ Tidak diperingkat oleh PEFINDO

2,766,076 835 1,094,996 31,732 401,734

Cash and cash equivalent Rated by PT Pemeringkat Efek Indonesia (PEFINDO) Rating AAA Rating AA+ Rating AA Rating A+ Not rated by PEFINDO

4,295,373 Kas yang dibatasi penggunaannya Diperingkat oleh PT Pemeringkat Efek Indonesia (PEFINDO) Peringkat AAA Peringkat AA Peringkat A+ Tidak diperingkat oleh PEFINDO

55,780 69,186 4 47,818

Restricted cash Rated by PT Pemeringkat Efek Indonesia (PEFINDO) Rating AAA Rating AA Rating A+ Not rated by PEFINDO

172,788 Investasi jangka pendek Diperingkat oleh PT Pemeringkat Efek Indonesia (PEFINDO) Peringkat AAA Peringkat AA+ Peringkat AA Peringkat AAPeringkat A+ Tidak diperingkat oleh PEFINDO

18,608 4,123 2,349 1,003 259 39,881

Short-term investments Rated by PT Pemeringkat Efek Indonesia (PEFINDO) Rating AAA Rating AA+ Rating AA Rating AARating AA+ Not rated by PEFINDO

66,223 Investasi jangka panjang Diperingkat oleh PT Pemeringkat Efek Indonesia (PEFINDO) Peringkat AAA Peringkat AA+ Peringkat AA Peringkat AATidak diperingkat oleh PEFINDO

27,581 104,447 25,140 2,378 85,486 245,032

Long-term investments Rated by PT Pemeringkat Efek Indonesia (PEFINDO) Rating AAA Rating AA+ Rating AA Rating AANot rated by PEFINDO




Pihak ketiga dan pihak yang berelasi (lanjutan)




Aset keuangan yang belum jatuh tempo dan tidak mengalami penurunan nilai (lanjutan)

Third parties and related parties (continued) Financial assets neither past due nor impaired (continued)

31 Desember/ December 2012 Piutang usaha Pihak ketiga > US$10.000 Historis kredit baik Pernah terjadi gagal bayar dalam dua tahun terakhir < US$10.000 Pihak berelasi

519,849 77,479 614,497 735,093

Trade receivables Third party > US$10,000 Good credit history Some defaults in the past two years < US$10,000 Related party

1,946,918 Piutang lain-lain Pihak ketiga Pihak berelasi

677,771 291,832

Other receivables Third party Related party

969,603 Aset lain-lain Pihak ketiga Pihak berelasi

55,916 66,192

Other assets Third party Related party

122,108

Aset keuangan yang sudah lewat jatuh tempo namun tidak mengalami penurunan nilai

Financial assets that are past due but not impaired 31 Desember/ December 2012

Piutang usaha - Kurang dari 3 bulan - 3 - 6 bulan - 6 -12 bulan - 12 - 24 bulan - > 24 bulan

1,054,796 34,999 95,220 5,927 4,585

Trade receivables Less than 3 months 3 - 6 months 6 - 12 months 12 - 24 months > 24 months

-

1,195,527 Piutang lain-lain Pihak yang berelasi

98 98

Other receivables Related party








Third parties and related parties (continued)

Aset keuangan yang sudah lewat jatuh tempo namun tidak mengalami penurunan nilai (lanjutan)

Financial assets that are past due but not impaired (continued)

Piutang usaha

Trade receivables

Piutang usaha dari pihak ketiga dan pihak yang berelasi yang sudah jatuh tempo namun tidak mengalami penurunan nilai pada tanggal pelaporan terkait dengan pelanggan yang tidak memiliki historis gagal bayar dalam dua tahun terakhir. Kualitas kredit dari para pelanggan tersebut baik karena sebagian besar melakukan pembayaran tepat waktu dan selalu dikenakan bunga atau sanksi jika terjadi keterlambatan. Beberapa piutang usaha dari pelanggan tersebut juga telah disertai dengan agunan/jaminan bank.

Trade receivables from third parties and related parties that are past due but not impaired at the reporting date is relate to customers who do not have defaults in the past two years. Credit quality of these customers is good because most of them made payments on time and are always subject to interest or penalties in case of delays. Some of the accounts receivable from these customers has also been secured with a collateral/bank guarantee.

Aset keuangan yang mengalami penurunan nilai

Financial assets that are impaired 31 Desember/ December 2012

Piutang usaha - Lancar - Kurang dari 3 bulan - 3 - 6 bulan - 6 -12 bulan - 12 - 24 bulan - > 24 bulan Penurunan nilai

163,537 226,441 67,295 4,555 294,118 115,921 871,867 (158,956)

Trade receivables Current Less than 3 months 3 - 6 months 6 - 12 months 12 - 24 months > 24 months

-

Impairment

Bersih

712,911

Net

Pajak dibayar dimuka - Dari pihak ketiga

256,502

Prepaid taxes From third party -

Penurunan nilai

256,502 (539)

Bersih

255,963

Net

Aset lain-lain - Dari pihak berelasi - Dari pihak ketiga

583,403 34,365

Other assets From related party From third party -

Penurunan nilai Bersih

617,768 (612,765) 5,003

Impairment

Impairment Net








Third parties and related parties (continued)

Aset keuangan yang sudah lewat jatuh tempo namun tidak mengalami penurunan nilai (lanjutan)

Financial assets that are past due but not impaired (continued)


Trade receivables (continued)

Piutang usaha dari pihak ketiga dan pihak yang berelasi sebesar US$871.867 dan telah diprovisikan sebesar US$158.956 pada saat tanggal pelaporan terutama merupakan piutang usaha dari TNI/Kementerian Pertahanan sebesar US$657.400 dengan nilai provisi US$47.695 (Catatan 41a).

Trade receivables from third parties and related parties of US$871,867 were impaired and have been provided with allowance of US$158,956 at the reporting date is primarily trade receivables from Indonesian Armed Forces/Ministry of Defense of $657,400 with provision amount $47,695 (Note 41a).

Pajak dibayar dimuka

Prepaid tax

Pajak dibayar dimuka pihak ketiga sebesar US$256.502 dan telah diprovisikan sebesar US$539 pada saat tanggal pelaporan merupakan PPN yang dapat ditagihkan kembali kepada BPMIGAS (Catatan 40a).

Prepaid tax from third parties of US$256,502 and have been provided allowance of US$539 at the reporting date is reimbursable VAT to BPMIGAS (Note 40a).

Aset lain-lain

Other assets

Aset lain-lain dari pihak ketiga dan pihak yang berelasi sebesar US$617.768 dan telah diprovisikan sebesar US$612.765 pada saat tanggal pelaporan terutama berasal dari: - Piutang lain-lain dari TPPI sebesar US$556.408 dengan nilai provisi US$556.408 (Catatan 41b). - Piutang lain-lain dari MNA sebesar US$26.995 dengan nilai provisi US$21.992 (Catatan 41b). - Piutang lain-lain dari PT Polytama Propindo sebesar US$22.095 dengan nilai provisi US$22.095. - Piutang lain-lain dari PT Indorama Petrochemicals sebesar US$12.270 dengan nilai provisi US$12.270.

Other receivables from third parties and related parties of US$617,768 and have been provided allowance of US$612,765 at the reporting date is mainly comes from: -

Other receivables from TPPI of US$556,408 with provision amount of US$556,408 (Note 41b).

-

Other receivables from MNA of US$26,995 with provision amount of US$21,992 (Note 41b).

-

Other receivables from PT Polytama Propindo of US$22,095 with provision amount of US$22,095. Other receivables from PT Indorama Petrochemicals US$12,270 with provision amount of US$12,270.

-



Risiko kredit (lanjutan) (ii)

Pemerintah



Credit risk (continued) (ii)

Government

Aset keuangan yang belum jatuh tempo dan tidak mengalami penurunan nilai

Financial assets neither past due nor impaired 31 Desember/ December 2012

Perusahaan: Piutang atas penggantian biaya subsidi jenis BBM tertentu Piutang atas penggantian biaya subsidi LPG tabung 3 kg Lain-lain

The Company:

222,659 129

Receivables for reimbursement of costs subsidy for certain fuel (BBM) products Receivables for reimbursement of costs for kerosene conversion to LPG program Others

2,307,774

Total – the Company

Piutang PT Pertamina EP - DMO Fees - Under lifting

83,403 20,170

Subsidiaries: Due from the Government PT Pertamina EP DMO fees – Under lifting –

Piutang PT Pertamina Hulu Energi - DMO Fees - Under lifting

24,750 12,555

PT Pertamina Hulu Energi DMO fees Under lifting -


140,878

Total subsidiaries

Jumlah konsolidasian

2,448,652

Jumlah - Perusahaan

2,084,986

Entitas Anak:

Aset keuangan yang mengalami penurunan nilai

Financial assets that are impaired 31 Desember/ December 2012

Perusahaan:

The Company:

Piutang atas penggantian biaya program konversi minyak tanah ke LPG Piutang imbalan jasa pemasaran

277,218 264,266

Receivables for reimbursement of costs for kerosene conversion to LPG program Receivables for marketing fees

Jumlah - Perusahaan

541,484

Total – the Company

Penyisihan penurunan nilai Jumlah konsolidasian

(275,610) 265,874

Provision for impairment Total consolidated



Risiko kredit (lanjutan) (ii)

Pemerintah (lanjutan) Lihat Catatan 9 untuk informasi mengenai piutang dari Pemerintah termasuk penurunan nilai Piutang atas penggantian biaya program konversi minyak tanah ke LPG dan piutang imbalan jasa pemasaran. Grup telah melakukan renegosiasi yang dipimpin langsung oleh Direktur Utama, dengan bantuan Dewan Komisaris, melalui surat formal dan pertemuan yang intensif bersama Kementerian Keuangan, Kementerian ESDM, Kementerian Pertahanan dan Kementerian BUMN agar piutang dari Pemerintah yang telah jatuh tempo namun belum terbayarkan bisa dibayarkan secepatnya.

III.

Risiko likuiditas



Credit risk (continued) (ii)

Government (continued) Refer to Note 9 for the information regarding due from the Government including impaired Receivables for reimbursement of costs for kerosene conversion to LPG program and Receivables for marketing fees. The Group have renegotiated which led by the CEO, with the assistance of the Board of Commissioners, through formal letters and intensive meetings with the Ministry of Finance, Ministry of Energy and Mineral Resources, Ministry of Defense and the Ministry of SOEs so due from Government which is due but not yet paid to be paid immediately.

III. Liquidity risk

Tingkat likuiditas yang diperlukan Grup untuk kegiatan operasi tidak pasti dan hal ini dapat berpengaruh buruk terhadap operasi Grup apabila Grup tidak mempunyai modal kerja yang cukup untuk memenuhi kebutuhan kas dan operasi. Hal ini dapat terjadi antara lain karena keterlambatan pembayaran subsidi dari Pemerintah.

The amount of liquidity which the Group requires for its operations is uncertain and its operations may be adversely affected if the Group does not have sufficient working capital to meet its cash and operational requirements. This may occur as a result of, amongst other reasons, delays in the payment of the Government’s subsidies.

Grup menggunakan kas dalam jumlah yang cukup signifikan didalam operasinya, terutama untuk pengadaan komoditas dan bahan baku. Salah satu biaya operasi utama adalah pembelian bahan untuk pengolahan di kilang. Fluktuasi harga minyak mentah, gas bumi dan produk turunannya dan fluktuasi nilai tukar mata uang asing menyebabkan ketidakpastian jumlah modal kerja dan biaya untuk kegiatan hulu dan hilir dari Grup.

The Group uses significant amounts of cash in its operations, primarily to procure commodities and raw materials. In particular, one of its principal operating costs is the acquisition of feedstock for its refineries. Volatility in market prices for crude oil, natural gas and their refined products and fluctuations in exchange rates cause working capital and costs for the Group’s upstream and downstream operations to be uncertain.





Risiko keuangan (lanjutan) III.

b.

Risiko likuiditas (lanjutan)

Financial risk (continued) III. Liquidity risk (continued)

Grup mendanai kegiatan operasinya terutama melalui arus kas dari kegiatan operasi, dimana bagian yang signifikan terdiri dari penjualan, pembayaran subsidi, fasilitas modal kerja jangka pendek (termasuk cerukan bank, L/C dan revolving credit), dan pinjaman bank jangka panjang. Sesuai dengan penugasan PSO, Grup harus menyampaikan klaim subsidi kepada Pemerintah setiap akhir bulan untuk bahan bakar minyak subsidi yang didistribusikan selama bulan tersebut.

The Group funds its operations principally through cash flow from operations, a significant portion of which comprises sales, subsidy payments, short-term working capital facilities (including bank overdrafts, L/Cs and revolving credits), and long-term bank loans. In accordance with the terms of PSO’s mandate, the Group is required to submit its claim for subsidy to the Government at the end of each month for the subsidised fuel distributed in that month.

Pada tanggal 31 Desember 2012 dan 31 Desember 2011, Grup memiliki saldo kas dan setara kas masing-masing sebesar US$4.295.373 dan US$3.199.325. Grup mengelola risiko likuiditas dengan terus-menerus melakukan monitor terhadap estimasi dan realisasi arus kas dan menyesuaikan jatuh tempo antara piutang usaha dan utang usaha.

As of 31 December 2012 and 31 December 2011, the Group had cash and cash equivalents in the amount of US$4,295,373 and US$3,199,325, respectively. The Group manages liquidity risk by continuously monitoring forecasts and actual cash flows and matching the maturity profiles of trade receivables and trade payables.

31 Desember/December 2012 Lebih dari 1 tahun dan kurang dari 5 tahun/ Kurang dari Later than Lebih dari 1 tahun/ 1 year and 5 tahun/ Less than not later than Later than 1 year 5 years 5 years (Berdasarkan PSAK 60) Liabilitas keuangan Pinjaman jangka pendek Utang usaha Utang kepada Pemerintah Beban yang masih harus dibayar Utang lain-lain Liabilitas jangka panjang Utang obligasi Utang jangka panjang lain-lain Jumlah liabilitas keuangan

Jumlah/ Total (In accordance with SFAS 60) Financial liabilities 3,843,002 Short-term loans 4,745,376 Trade payables 2,877,432 Due to the Government

3,843,002 4,745,376 2,196,815

157,445

523,172

1,321,458 302,723 592,916 220,938

1,311,931 1,072,188

128,071 6,870,781

1,321,458 302,723 2,032,918 8,163,907

Accrued expenses Other payables Long-term liabilities Bonds payable

-

98,945

-

98,945

Other non-current payables

13,223,228

2,640,509

7,522,024

23,385,761

Total financial liabilities



48. KEBIJAKAN MANAJEMEN RISIKO (lanjutan) c.


Manajemen Modal

c.

Capital Management

Kebijakan dewan direksi adalah untuk mempertahankan basis modal yang kuat untuk menjaga keyakinan investor, kreditur dan pasar, dan untuk mempertahankan perkembangan bisnis di masa yang akan datang. Modal terdiri dari modal saham biasa, laba ditahan, kepentingan non-pengendali dan komponen ekuitas lainnya. Direksi memastikan tingkat pengembalian modal dan tingkat dividen yang dibagikan.

The Board of Director’s policy is to maintain a strong capital base so as to maintain investor, creditor and market confidence and to sustain future development of the business. Capital consist of share capital, retained earnings, noncontrolling interests and other equity components. The Board of Directors ensures the return on capital as well as the level of dividends.

Grup sebagai entitas yang bergerak dalam bisnis minyak dan gas bumi memonitor permodalan berdasarkan rasio jumlah utang terhadap modal. Utang neto dihitung dari jumlah pinjaman termasuk jangka pendek dan jangka panjang, sedangkan modal dihitung dari “ekuitas” yang ada pada laporan posisi keuangan. Sasaran Grup adalah untuk mencapai rasio utang terhadap ekuitas sebesar 63,57%. Sementara itu beban bunga rata-rata tertimbang atas pinjaman dengan bunga (kecuali liabilitas dengan imputed interest adalah sebesar 4,73% (2011:3,91%).

The Company as an entity whose main business involves oil and gas monitors capital on the basis of the debt-to-equity ratio. Net debt is calculated as total borrowings including shortterm and long-term, while total capital is calculated as “equity” as shown in the statement of financial position. The Group’s target is to achieve a debt-to-equity ratio of 63.57%. Meanwhile, the weighted average interest expense on interest-bearing borrowings (excluding liabilities with imputed interest) was 4.73% (2011:3.91%).

Rasio utang terhadap modal milik Grup yang disesuaikan pada tanggal pelaporan adalah sebagai berikut:

The Group’s debt to equity ratio at the reporting date was as follows:

31 Desember/ December 2012 Total liabilitas (berbunga) Total ekuitas yang dapat diatribusikan kepada pemilik entitas induk Rasio utang terhadap ekuitas Rasio total modal sendiri terhadap total aset Rasio tingkat pengembalian modal

31 Desember/ December 2011

10,135,363

7,284,322

15,115,738 67.05%

13,207,736 55,15%

31.92%

33.14%

Total liabilities (interest bearing) Total equity attributable to owners of the parent Debt-to-equity ratio Total own capitals to total assets ratio

30.01%

29.04%

Return-on-equity ratio

d. Nilai wajar Nilai wajar adalah suatu jumlah dimana suatu aset dapat dipertukarkan atau suatu liabilitas diselesaikan antara pihak yang memahami dan berkeinginan untuk melakukan transaksi wajar.

d.

Fair Value Fair value is the amount for which an asset could be exchanged or liability settled between knowledgeable and willing parties in an arm's length transaction.



48. KEBIJAKAN MANAJEMEN RISIKO (lanjutan) d.

Nilai wajar (lanjutan)

48. RISK MANAGEMENT POLICY (continued) d.

Fair value (continued)

Aset dan liabilitas keuangan lancar Grup diharapkan akan dapat direalisasi atau diselesaikan dalam jangka waktu dekat. Oleh karena itu, nilai tercatatnya mendekati nilai wajarnya.

The Company’s current financial assets and liabilities are expected to be realised or settled in the near term. Therefore, their carrying amounts approximate to their fair value.

Tabel di bawah ini menganalisis instrumen keuangan yang dicatat pada nilai wajar berdasarkan tingkatan metode penilaian. Perbedaan pada setiap tingkatan metode penilaian dijelaskan sebagai berikut: - Harga dikutip (tidak disesuaikan) dari pasar yang aktif untuk aset atau liabilitas yang identik (Tingkat 1); - Input selain harga yang dikutip dari pasar yang disertakan pada Tingkat 1 yang dapat diobservasi untuk aset dan liabilitas, baik secara langsung (yaitu sebagai sebuah harga) atau secara tidak langsung (yaitu sebagai turunan dari harga) (Tingkat 2); - Input untuk aset atau liabilitas yang tidak didasarkan pada data pasar yang dapat diobservasi (informasi yang tidak dapat diobservasi) (Tingkat 3).

The table below analyses financial instruments carried at fair value, by level of valuation method. The different levels of valuation methods have been defined as follows:

Tabel berikut menyajikan aset keuangan Grup yang diukur sebesar nilai wajar pada 31 Desember 2012.

The following table presents the Group’s financial assets that are measured at fair value at 31 Desember 2012.

Tingkat 1/ Level 1

- Quoted prices (unadjusted) in active markets for identical assets or liabilities (Level 1); - Inputs other than quoted prices included within Level 1 that are observable for the asset or liability, either directly (that is, as prices) or indirectly (that is, derived from prices) (Level 2); - Inputs for the asset or liability that are not based on observable market data (that is, unobservable inputs) (Level 3).

31 Desember/December 2012 Tingkat 2/ Tingkat 3/ Level 2 Level 3

Jumlah/ Total

Aset keuangan Investasi jangka pendek Investasi jangka panjang

34,322 -

-

26,399

34,322 26,399

Financial assets Short-term investments Long-term investments

Jumlah aset keuangan

34,322

-

26,399

60,721

Total financial assets



48. KEBIJAKAN MANAJEMEN RISIKO (lanjutan) d.


Nilai wajar (lanjutan)

d.

Tabel berikut ini menyajikan perubahan pada instrumen Tingkat 3 untuk tahun yang berakhir pada 31 Desember 2012.

Fair value (continued) The following table presents the changes in Level 3 instruments for the year ended 31 December 2012.

Jumlah/ Total Saldo awal Penjualan Selisih kurs Keuntungan yang diakui pada pendapatan komprehensif lainnya

27,538 (707) (1,706)

1,274

Beginning balance Disposals Foreign exchange differences Gains recognised in other comprehensive income

Saldo akhir

26,399

Ending balance

Tabel dibawah ini menggambarkan nilai tercatat dan nilai wajar dari liabilitas keuangan jangka panjang pada tanggal 31 Desember 2012:

The table below describes the carrying amounts and fair value of long-term financial liabilities that are not presented by the Group at fair value as of 31 December 2012:

Jumlah tercatat/ Carrying amount 2012 2011*

2012

Nilai wajar/ Fair value 2011*

Liabilitas jangka panjang (Catatan 19) Utang obligasi (Catatan 20)

1,873,263

2,414,807

1,848,384

2,340,271

3,937,935

1,465,711

4,446,885

1,519,656

Long-term liabilities (Note 19) Bonds payable (Note 20)

Jumlah aset keuangan

5,811,198

3,880,518

6,295,269

3,859,927

Total financial assets

Nilai wajar dari liabilitas jangka panjang dinilai menggunakan diskonto arus kas berdasarkan tingkat suku bunga yang dikenakan pada masing-masing liabilitas jangka panjang yang didapatkan Perusahaan. Nilai wajar utang obligasi diestimasi menggunakan nilai kuotasi pasar pada tanggal neraca.

The fair value of long-term liabilities is measured using the discounted cash flows based on the interest rate on the latest long-term liabilities entered by the Company. The fair value of bonds payable is estimated using the quoted market price at balance sheet date.



49. PERJANJIAN, KOMITMEN DAN KONTINJENSI SIGNIFIKAN a.

b.

c.

Komitmen KKS

49. SIGNIFICANT

AGREEMENTS, AND CONTINGENCIES

COMMITMENTS

a. Cooperation Contract Commitment

Sesuai dengan KKS, PT Pertamina EP wajib mengembalikan minimum 10% dari wilayah kerja awal kepada Pemerintah pada saat atau sebelum akhir tahun kontrak ke sepuluh sejak tanggal efektif KKS.

In accordance with the Cooperation Contract, PT Pertamina EP shall surrender a minimum of 10% of the original contract area to the Government on or before the end of the tenth year from the effective date of the Cooperation Contract.

PT Pertamina EP wajib membayar bonus kepada Pemerintah sejumlah US$1.000 dalam 30 hari setelah produksi kumulatif minyak dan gas bumi mencapai 1.000 MMBOE sejak tanggal efektif KKS dan US$1.500 dalam 30 hari setelah produksi kumulatif minyak dan gas bumi mencapai 1.500 MMBOE sejak tanggal efektif KKS.

PT Pertamina EP is required to pay a bonus to the Government amounting to US$1,000 in 30 days after cumulative production of oil and gas reaches 1,000 MMBOE from the effective date of the Cooperation Contract, and US$1,500 in 30 days after cumulative production of oil and gas reaches 1,500 MMBOE from the effective date of the Cooperation Contract.

Jumlah produksi kumulatif minyak dan gas bumi PT Pertamina EP untuk tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2012 belum mencapai 1.000 MMBOE.

PT Pertamina EP's cummulative production of oil and gas up to 31 December 2012 has not reached 1,000 MMBOE.

Komitmen modal

b.

Capital commitments

Grup memiliki komitmen pengeluaran barang modal dalam menjalankan usaha normalnya.

The Group has capital expenditure commitments in the normal course of business.

Pada tanggal 31 Desember 2012, total komitmen pengeluaran barang modal yang dimiliki Grup yang belum terealisasi adalah sebesar US$2.403.571.

As of 31 December 2012, the Group’s total outstanding capital expenditure commitments were US$2,403,571.

Komitmen sewa operasi – Grup sebagai pihak yang menyewa Total pembayaran sewa operasi yang tidak dapat dibatalkan berjumlah: 2012 Kurang dari satu tahun Antara satu tahun sampai lima tahun Lebih dari lima tahun

c. Operating lease commitments – Group as lessee Non-cancellable operating lease rentals are payable as follows. 2011

249,094

209,489

Less than one year

554,214 315,925

418,922 179,492

Between one to five years More than five years

1,119,233

807,903

Grup menyewa beberapa kapal, gedung kantor, kendaraan dan fasilitas IT atas dasar sewa operasi, sewa berlaku selama 10 tahun, dengan opsi perpanjangan masa sewa setelah habis masa sewa.

The Group lease a number of vessel, office building, vehicle and IT facilities under operating lease. The leases typically run for a period of 10 years, with an option to renew the lease after that date.

Selama periode berjalan, sejumlah US$477.282 telah diakui sebagai beban dalam laba-rugi terkait sewa operasi (2011: US$470.342).

During the year an amount of US$477,282 was recognised as an expense in profit or loss in respect of operating leases (2011: US$470,342).

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/248 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 49. PERJANJIAN, KOMITMEN DAN KONTINJENSI SIGNIFIKAN (lanjutan) d.

e.

Perjanjian jual beli gas


49. SIGNIFICANT

AGREEMENTS, COMMITMENTS AND CONTINGENCIES (continued) d.

Gas sale and purchase agreements

Pada tanggal 31 Desember 2012, PT Pertamina EP memiliki komitmen untuk mengirimkan gas sebesar 2.074.040 MMBTU kepada beberapa pelanggan. Gas tersebut akan dikirimkan secara periodik dari tahun 2013 sampai 2028.

As of 31 December 2012, PT Pertamina EP had various commitments to deliver gas amounting to 2,074,040 MMBTU to various buyers. The gas will be periodically delivered from 2013 until 2028.

Pada tanggal 31 Desember 2012, PHE memiliki kontrak-kontrak perjanjian pasokan gas yang signifikan kepada beberapa pelanggan, dengan nilai gas masing-masing kontrak senilai antara 6 BBTU hingga 23.080 BBTU. Jangka waktu kontrak tersebut adalah dari tahun 2012 sampai 2028.

As of 31 December 2012, PHE had various significant gas supply agreements to various buyers, with gas value of each contract between 6 BBTU to 23,080 BBTU. The expiration year of those agreements ranges from 2012 to 2028.

Perkara hukum

e.

Legal cases

Dalam melakukan kegiatan normal usahanya, Grup menghadapi gugatan dari pihak ketiga atas berbagai perkara hukum dan tuntutan sehubungan dengan kepatuhan terhadap kontrak, perjanjian, peraturan pemerintah dan peraturan pajak. Sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan konsolidasian, jumlah kerugian yang mungkin timbul atas beberapa tuntutan hukum masih belum dapat ditentukan.

In the normal course of business, the Group is a party to various legal actions in relation to compliance with contracts, agreements, Government regulations and the tax law. As of the completion date of these consolidated financial statements, the possible losses arising from various legal actions cannot be determined.

1.

1.

PT Lirik Petroleum

PT Lirik Petroleum

Perusahaan dan PT Pertamina EP, Entitas Anak, sebagai tergugat dalam kasus gugatan PT Lirik Petroleum (Lirik) atas perkara sengketa hak pengelolaan blok minyak dan gas yang berlokasi di Pulai Utara dan Pulai Selatan, Propinsi Riau.

The Company and PT Pertamina EP, a Subsidiary, are defendants in a legal suit instituted by PT Lirik Petroleum (Lirik) in relation to a dispute involving rights to operate oil and gas blocks located in Pulai Utara and Pulai Selatan, Riau Province.

Pada tanggal 17 Mei 2006, Lirik membawa gugatannya ke International Chamber of Commerce (ICC) di Paris, Perancis, sehubungan dengan adanya pelanggaran kontrak Enhanced Oil Recovery (EOR) akibat ditolaknya permohonan Lirik untuk mengkomersialkan operasi blok minyak dan gas tersebut. Selanjutnya sesuai dengan keputusan ICC No.14387/JB/JEM tanggal 27 Februari 2009, tergugat berkewajiban untuk membayar ganti rugi sebesar US$34.495 dan bunga sebesar 6% per tahun sejak tanggal keputusan final ICC sampai tanggal pembayaran.

On 17 May 2006, Lirik brought the legal suit to the International Chamber of Commerce (ICC) in Paris, France, on the basis that there was a violation of its rights under the Enhanced Oil Recovery (EOR) contract, since Lirik’s request for approval for commercial operations of the oil and gas blocks had been rejected. According to the ICC’s decision No.14387/JB/JEM dated 27 February 2009, the defendants are obliged to pay compensation of US$34,495 and interest at 6% per annum from the date of registration of the final award by the ICC until the date of payment.

Dengan demikian, Perusahaan telah membentuk penyisihan kerugian atas gugatan tersebut pada laporan keuangan konsolidasian pada tanggal 31 Desember 2012 dan 2011.

Accordingly, the Company has recognised a provision for such compensation in its consolidated financial statements as of 31 December 2012 and 2011.



49. PERJANJIAN, KOMITMEN DAN KONTINJENSI SIGNIFIKAN (lanjutan) e.

Perkara hukum (lanjutan) 1.

49. SIGNIFICANT

AGREEMENTS, COMMITMENTS AND CONTINGENCIES (continued) e.

PT Lirik Petroleum (lanjutan)

Legal cases (continued) 1.

PT Lirik Petroleum (continued)

Pada tanggal 11 Mei 2009, Perusahaan dan PT Pertamina EP mengajukan permohonan ke Pengadilan Negeri Jakarta Pusat untuk memohon pembatalan keputusan ICC tersebut diatas. Pada tanggal 3 September 2009, Pengadilan Negeri Jakarta Pusat menolak permohonan Perusahaan dan PT Pertamina EP. Pada tanggal 28 September 2009, Perusahaan dan PT Pertamina EP mengajukan permohonan kasasi terkait dengan keputusan Pengadilan Negeri Jakarta Pusat kepada Mahkamah Agung. Pada tanggal 9 Juni 2010 Mahkamah Agung menolak permohonan kasasi Perusahaan dan PT Pertamina EP dan meminta Perusahaan dan PT Pertamina EP untuk melaksanakan keputusan ICC.

On 11 May 2009, the Company and PT Pertamina EP filed an appeal to the Central Jakarta District Court requesting the cancellation of the above ICC decision. On 3 September 2009, the Central Jakarta Disctrict Court rejected the Company’s and PT Pertamina EP appeal. On 28 September 2009, the Company and PT Pertamina EP lodged an appeal in relation to the Central Jakarta Distric Court’s Decision to the Supreme Court. On 9 June 2010, the Supreme Court rejected the Company and PT Pertamina EP appeal and requested that the Company and PT Pertamina EP’s comply with the ICC’s decision .

Perusahaan dan PT Pertamina EP mengajukan permohonan Peninjauan Kembali (PK) ke Mahkamah Agung pada tanggal 20 Desember 2010. Sesuai dengan surat pemberitahuan yang telah diterima Perusahaan (namun belum diterima PT Pertamina EP) permohonan PK tersebut telah ditolak oleh Mahkamah Agung.

The Company and PT Pertamina EP filed a judicial review to the Supreme Court on 20 December 2010. Based on a notification letter received by the Company (which has not yet been received by PT Pertamina EP) such petition of reconsideration has been rejected by the Supreme Court.

Gugatan perlawanan eksekusi putusan perkara PT Lirik Petroleum

atas

An appeal refusing the execution of ICC’S decision regarding PT Lirik Petroleum

Pada tanggal 16 November 2009 dimulai proses upaya hukum perlawanan eksekusi (partij verzet) atas tuntutan eksekusi Lirik di Pengadilan Negeri Jakarta Pusat. Pada tanggal 15 April 2010 Pengadilan Negeri Jakarta Pusat telah mengeluarkan putusan yang menolak perlawanan Perusahaan dan PT Pertamina EP. Atas putusan tersebut Perusahaan dan PT Pertamina EP mengajukan banding ke Pengadilan Tinggi Jakarta. Pada tanggal 5 April 2011 keluar putusan dari Pengadilan Tinggi Jakarta dan diputus menang. Dengan demikian Putusan Arbitrase tidak dapat dieksekusi (non executable).

On 16 November 2009, the Company and PT Pertamina EP filed an appeal refusing the execution (partij verzet) of ICC’s decision involving Lirik to the Central Jakarta District Court. On 15 April 2010 the Central Jakarta District Court rejected the Company and PT Pertamina EP’s appeal. Based on this decision, the Company and PT Pertamina EP lodged an appeal to the Jakarta High Court. On 5 April 2011, the Jakarta High Court issued a verdict that annulled the Central Jakarta District Court’s verdict, thus the Arbitral Award’s verdict is nonexecutable.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/250 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 49. PERJANJIAN, KOMITMEN DAN KONTINJENSI SIGNIFIKAN (lanjutan) e.


49. SIGNIFICANT

AGREEMENTS, COMMITMENTS AND CONTINGENCIES (continued) e.

PT Lirik Petroleum (lanjutan) Gugatan perlawanan putusan perkara PT (lanjutan)




eksekusi atas Lirik Petroleum

An appeal refusing the execution of ICC’S decision regarding PT Lirik Petroleum (continued)

Atas Putusan Pengadilan Tinggi Jakarta tersebut, Lirik menyatakan kasasi dan menyerahkan memorandum kasasi. Atas dasar hal tersebut, Perusahaan dan PT Pertamina EP mengajukan kontra memorandum kasasi pada tanggal 12 Oktober 2011. Sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan konsolidasian ini masih belum diperoleh keputusan Mahkamah Agung atas perkara ini.

As a result of the Jakarta High Court’s verdict, Lirik lodged an appeal and submitted a memorandum of appeal. The Company and PT Pertamina EP submitted a counter memorandum of appeal on 12 October 2011. As at the completion date of these consolidated financial statements, the Supreme Court has not yet issued a decision.

Gugatan terhadap perbuatan melawan hukum arbiter PT Lirik Petroleum

Legal claim to tort arbitration regarding PT Lirik Petroleum

Perusahaan dan PT Pertamina EP mengajukan gugatan perbuatan melawan hukum terhadap Lirik, ICC, Majelis Arbitrase dan Kuasa Majelis dan Kuasa Hukum Lirik ke Pengadilan Negeri Jakarta Selatan pada tanggal 10 Agustus 2009. Pada tanggal 19 Agustus 2010 Pengadilan Negeri Jakarta Selatan telah memutuskan untuk menolak gugatan Perusahaan dan PT Pertamina EP dan atas putusan tersebut telah diajukan banding di Pengadilan Tinggi Jakarta. Pada tanggal 14 Juli 2011 keluar putusan dari Pengadilan Tinggi Jakarta yang memenangkan Perusahaan dan PT Pertamina EP karena terdapat unsur perbuatan melawan hukum dalam proses arbitrase.

The Company and PT Pertamina EP lodged a tort lawsuit against Lirik, ICC, Arbitral Tribunal, and Lirik’s lawyer to the South Jakarta District Court on 10 August 2009. The Central Jakarta District Court rejected the Company’s and PT Pertamina EP’s appeal on 19 August 2010 and based on this decision the Company and PT Pertamina EP will submit an appeal to the Jakarta High Court. On 14 July 2011, the Jakarta High Court issued a verdict that annulled the South Jakarta District Court’s verdict and declared that there was a tort in arbitration proceedings.



2.

PT Lirik Petroleum (lanjutan)


49. SIGNIFICANT

AGREEMENTS, COMMITMENTS AND CONTINGENCIES (continued)

e.



Gugatan terhadap perbuatan melawan hukum arbiter PT Lirik Petroleum (lanjutan)

Legal claim to tort arbitration regarding PT Lirik Petroleum (continued)

Selanjutnya, atas Putusan Pengadilan Tinggi Jakarta tersebut, baik Lirik maupun PT Pertamina EP mengajukan kasasi dan menyerahkan Memori Kasasi. PT Pertamina EP sendiri pada tanggal 16 Agustus 2011 menyatakan Kasasi dan diikuti dengan penyerahan Memori Kasasi pada tanggal 24 Agustus 2011. Sedangkan Perusahaan menyampaikan kontra Memori Kasasi, baik terhadap Memori Kasasi PT Pertamina EP maupun Memori Kasasi PT Lirik Petroleum pada tanggal 18 Oktober 2011. Sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan konsolidasian ini, masih belum diperoleh keputusan Mahkamah Agung atas perkara ini.

Further, based on the Jakarta High Court’s verdict, both Lirik and PT Pertamina EP lodgded appeals and submitted memorandum of appeal. PT Pertamina EP filed the appeal on 16 August 2011 and submitted the memorandum of appeal on 24 August 2011. The Company submitted a contra memorandum of appeal to both PT Pertamina EP’s and PT Lirik Petroleum’s memorandum of appeal on 18 October 2011. As at the completion date of these consolidated financial statements, PT Pertamina EP has not yet received a decision letter from the Supreme Court for this case.

Gugatan Hukum oleh eks-karyawan Naamlose Vennootschap Netherlandsche Nieuw Guinee Petroleum Maatchappij (NV NNGPM) Pada tahun 2008, gugatan hukum terhadap Perusahaan dan PT Pertamina EP diajukan melalui Pengadilan Negeri Sorong oleh bekas karyawan NV NNGPM, yang diambil alih kegiatan operasinya oleh Perusahaan sebelum Pertamina Lama pada tahun 1964. Penggugat mengajukan gugatan untuk kompensasi bekas karyawan NV NNGPM sebesar Rp2.621.952 juta (setara dengan US$271.143). Pengadilan Negeri Sorong memenangkan penggugat pada tanggal 18 Maret 2009 dan meminta Perusahaan dan PT Pertamina EP untuk membayar kompensasi sebesar Rp2.372.952 juta (setara dengan US$245.393).

2.

Legal claim by former Naamlose Vennootschap Netherlandsche Nieuw Guinee Petroleum Maatchappij (NV NNGPM) employees In 2008, a legal claim was submitted to the Sorong District Court against the Company and PT Pertamina EP by former employees of NV NNGPM, whose operation was taken over by one of the predecessor companies of the former Pertamina Entity in 1964. The plaintiff is claiming compensation for former employees of NV NNGPM in the amount of Rp2,621,952 million (equivalent to US$271,143). The Sorong District Court issued a decision in favour of the plaintiff on 18 March 2009, requiring the Company and PT Pertamina EP to pay compensation of Rp2,372,952 million (equivalent to US$245.393).



Gugatan Hukum oleh eks-karyawan Naamlose Vennootschap Netherlandsche Nieuw Guinee Petroleum Maatchappij (NV NNGPM) (lanjutan)


49. SIGNIFICANT


e.


Legal claim by former Naamlose Vennootschap Netherlandsche Nieuw Guinee Petroleum Maatchappij (NV NNGPM) employees (continued)

Pada tanggal 1 April 2009, Perusahaan dan PT Pertamina EP mengajukan banding atas keputusan Pengadilan Negeri Sorong ke Pengadilan Tinggi Jayapura. Pada tanggal 23 Oktober 2009 Pengadilan Tinggi Jayapura memenangkan penggugat dan meminta Perusahaan dan PT Pertamina EP untuk membayar kompensasi sebesar Rp1.724.242 juta (setara dengan US$178.308). Pada tanggal 30 November 2009 dan 14 Desember 2009 Perusahaan dan PT Pertamina EP masing-masing mengajukan kasasi ke Mahkamah Agung atas keputusan Pengadilan Tinggi Jayapura. Sesuai dengan surat pemberitahuan, permohonan kasasi tersebut diterima oleh Mahkamah Agung dan oleh karenanya Putusan Pengadilan Tinggi Jayapura dibatalkan.

On 1 April 2009, the Company and PT Pertamina EP lodged an appeal against the decision of the Sorong District Court to the Jayapura High Court. On 23 October 2009, the Jayapura High Court issued a decision in favour of the plaintiff, requiring the Company and PT Pertamina EP to pay compensation of Rp1,724,242 million (equivalent to US$178,308). On 30 November 2009 and 14 December 2009 the Company and PT Pertamina EP, respectively, lodged appeals to the Supreme Court against the decision of the Jayapura High Court. Furthermore, based on notification letter, the Supreme Court accepted such appeal and therefore, annulled the verdict of the Jayapura High Court.

Sesuai Risalah Pemberitahuan Putusan Kasasi tanggal 2 Februari 2012, permohonan kasasi Perusahaan dan PT Pertamina EP dikabulkan oleh Mahkamah Agung dan Putusan Pengadilan Tinggi Jayapura dibatalkan, oleh karenanya putusan atas perkara tersebut telah berkekuatan hukum tetap.

According to the ruling of the Appeal Notice Treatise on 2 February 2012, the Company and the PT Pertamina EP’s cassation appeal was granted by the Supreme Court, whereby the ruling from Jayapura High Court were cancelled, therefore the verdict over the case has a magnitude of the law.

Manajemen Perusahaan dan PT Pertamina EP yakin bahwa penyelesaian gugatan hukum tidak akan melibatkan jumlah yang signifikan, jika ada, dan oleh karena itu tidak ada penyisihan atas gugatan tersebut yang diakui di dalam laporan keuangan konsolidasian pada tanggal 31 Desember 2012.

Management of the Company and PT Pertamina EP believe that settlement of the legal claim will not involve a significant amount, if any, and accordingly no provision has been recognised in these consolidated financial statements at 31 December 2012 in relation to this claim.




49. SIGNIFICANT


e.

Gugatan Hukum oleh Cathay Pacific Airways Limited – klaim kontaminasi bahan bakar pesawat


Terkait dengan kasus pendaratan darurat pesawat Cathay Pacific CX780 di Hong Kong yang diduga disebabkan oleh kontaminasi bahan bakar pesawat sewaktu proses pengisian di bandara Juanda, Surabaya, Perusahaan telah menerima Writ of Summons dari Kuasa Hukum Cathay Pacific Airways Ltd. pada 30 Oktober 2012 yang telah didaftarkan pada Pengadilan Tinggi di Hong Kong. Pada dasarnya, transaksi penjualan avtur ini telah diasuransikan oleh Perusahaan dan pada tanggal penyelesaian laporan keuangan ini, proses pengadilan belum berlangsung sebab Writ of Summons belum diajukan dengan benar dan patut oleh Cathay Pacific. Dengan demikian tidak ada penyisihan atas gugatan tersebut yang diakui di dalam laporan keuangan konsolidasian pada tanggal 31 Desember 2012. f.

Kontrak memberatkan i. Penugasan penyediaan jenis BBM tertentu Perusahaan terikat komitmen dengan Pemerintah Republik Indonesia terkait penugasan PSO dalam penyediaan BBM yaitu Premium, Solar dan Minyak Tanah. Pertamina dan Pemerintah sepakat untuk menggunakan publikasi MOPS sebagai acuan harga pasar minyak. Selisih antara harga jual yang ditetapkan (harga sesuai dengan Ketetapan Pemerintah) dengan harga MOPS ditambah dengan biaya distribusi dan margin (alfa) tidak dapat menutup biaya-biaya yang terjadi karena formulasi margin (alfa) tidak sejalan dengan fluktuasi harga pasar minyak dunia. Setelah memperhitungkan biaya-biaya yang tidak terhindarkan (unavoidable cost), sampai dengan 31 Desember 2012, penjualan BBM PSO tersebut mengalami kerugian sebesar US$90.492.

Legal claim by Cathay Pacific Airways Limited – fuel contamination claim In relation to the emergency landing of an airplane of Cathay Pacific CX780 in Hong Kong which was alleged because of fuel contamination during refuelling process in Juanda airport, Surabaya. The Company have received Writ of Summons from the legal representative of Cathay Pacific Airways Limited on 30 October 2012 and have been registered at High Court Hong Kong. Basically, the sales of aviation fuel have been insured by the Company and until the completion of the financial statement, the legal preceding have not started because the Writ of Summons have not being served correctly and properly by Cathay Pacific. Accordingly no provision has been recognised in these consolidated financial statements at 31 December 2012.

f.

Onerous contracts i.

The assignment supply for certain fuel (BBM) products The Company is engaged to the Government of the Republic Indonesia for the assignment of PSO to supply fuel products of Premium Gasoline, Automative Diesel Oil and Kerosene. Pertamina and Government agreed to use MOPS as the basis of the market price of fuel products. The difference between the sales price with MOPS price, distribution cost and margin (alpha) can not cover the incurred expenses as the margin (alpha) is not tied to the market price fluctuation. Including the unavoidable costs up to 31 December 2012, losses from the sales of PSO fuel products are US$90,492.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/254 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 49. PERJANJIAN, KOMITMEN DAN KONTINJENSI SIGNIFIKAN (lanjutan) f.

Kontrak memberatkan (lanjutan)

ii.


49. SIGNIFICANT


f.

Onerous contracts (continued)

i. Penugasan penyediaan jenis BBM tertentu (lanjutan)

i. The assignment supply for certain fuel (BBM) products (continued)

Namun, provisi atas kontrak memberatkan ini tidak dapat diukur secara andal dikarenakan tidak adanya liabilitas yang muncul sehubungan dengan penugasan PSO yang menggambarkan kerugian operasional tahun berjalan.

However, provision for this onerous contract can not be measured reliably due to the absence of obligations related to the assignment of PSO which describes an operating loss for the year.

Penjualan gas LPG tabung 12 kg dan 50 kg

ii.

Sell of LPG of 12 kg and 50 kg cylinders

Perusahaan melakukan penjualan gas LPG tabung 12 kg dan 50 kg kepada masyarakat berdasarkan praktik bisnis yang berlaku umum. Pemerintah merupakan pihak yang menetapkan batasan tertinggi atas harga jual produk tersebut. Setelah memperhitungkan biaya-biaya yang tidak terhindarkan (unavoidable cost), sampai dengan 31 Desember 2012, penjualan atas LPG tabung 12 kg dan 50 kg tersebut, mengalami kerugian sebesar US$538.411.

The Company sells LPG of 12 kg and 50 kg cylinders to the public based on common business practice scheme. Government is the in charge to set the ceiling price of the products. Including unavoidable costs, up to 31 December 2012, losses arising from sales of LPG 12 kg and 50 kg cylinders are US$538,411.

Namun demikian, provisi atas kontrak memberatkan ini tidak dapat diukur secara handal karena tidak dapat ditentukannya jangka waktu penugasan untuk penjualan LPG 12 kg dan 50 kg tersebut.

However, the provision of this onerous contract can not be measured reliably as the uncertainty in the period of the assignment to sell LPG 12 kg and 50 kg cylinders.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/255 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 49. PERJANJIAN, KOMITMEN DAN KONTINJENSI SIGNIFIKAN (lanjutan) g.

Akuisisi bisnis


49. SIGNIFICANT


g.

Business acquisition

Dalam tahun 2012, Perusahaan melakukan beberapa transaksi akuisisi pada perusahaan lain baik melalui penambahan participating interest maupun melalui kepemilikan saham pada perusahaan lain. Transaksi akuisisi ini dilakukan sehubungan dengan strategi Grup dalam pengembangan bisnis hulu migas, yaitu untuk peningkatan jumlah produksi dan cadangan migas serta pengembangan bisnis ke luar negeri. Ringkasan penting transaksi akuisisi yang sedang berjalan adalah sebagai berikut:

During 2012, the Group had several acquisition transactions through increase in participating interest (farm-in) and acquisition of shares. These acquisition transaction were made in connection with the Group’s strategy to develop its upstream business, i.e. to increase oil and gas production and reserves as well as expanding to overseas. A summary of the Group’s ongoing acquisitions is as follows:

(i)

(i)

Akuisisi saham Burlington Resources International Holding LLC

Share acquisition of Burlington Resources International Holding LLC

Pada tanggal 18 Desember 2012, Perusahaan telah menandatangani Share Purchase and Sale Agreement dengan Burlington Resources International Holding LLC atas akuisisi 100% kepemilikan pada ConocoPhillips Algeria (Ltd), yang memiliki hak pada 3 (tiga) lapangan minyak di Blok 405a di Algeria. Harga akuisisi saham (purchase price) tersebut adalah US$1.750.000.

On 18 December 2012, the Company and Burlington Resources International Holding LLC (“Burlington”) entered into a Share Purchase and Sale Agreement to acquire Burlington’s 100% share in ConocoPhillips Algeria (Ltd), which holds interest in 3 oil fields in Block 405a in Algeria. The purchase price of this acquisition is US$1,750,000.

Sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan ini, Perusahaan telah menempatkan Performance Deposit sebesar US$175.000 atau sebesar 10% dari Harga Akuisisi sesuai dengan Share Purchase and Sale Agreement. Penutupan transaksi dan pemindahan pengendalian masih berlangsung menunggu pemenuhan seluruh persyaratan (Conditions Precedent), antara lain persetujuan Pemerintah Algeria, persetujuan partner lain di dalam ventura bersama (pre-emptive rights) dan pembayaran penuh atas transaksi akusisi tersebut.

At the completion date of these financial statements, the Company has placed a Performance Deposit of US$175,000 equivalent to 10% of the purchase price under the Share Purchase and Share Agreement. The closing of the transaction and change of control of the business of the Company is pending fulfilment of certain Conditions Precedent, among others, the approval of the transaction by the Algerian Government, other partners in the joint venture not exercising their pre-emptive rights and the full payment of the purchase price consideration.


Akuisisi bisnis (lanjutan) (ii) Akuisisi saham Harvest-Vinccler Dutch Holding B.V.


49. SIGNIFICANT


g.

Business acquisition(continued) (ii) Share acquisition of Dutch Holding B.V.

Pada tanggal 21 Juni 2012, Perusahaan telah menandatangani Share Purchase Agreement dengan HNR Energia B.V. (“Harvest”) atas akuisisi 80% kepemilikan pada Harvest-Vinccler Dutch Holding B.V. yang memiliki kepemilikan tidak langsung sebesar 32% di Petrodelta SA (Venezuela). Harga akuisisi saham tersebut adalah US$725.000. Perusahaan telah menempatkan deposit di Escrow Account sebesar US$108.725 atau 15% dari harga akuisisi sesuai dengan Share Purchase Agreement. Penutupan transaksi dan pemindahan pengendalian masih berlangsung menunggu pemenuhan seluruh persyaratan (Conditions Precedent) antara lain persetujuan pemegang saham Perusahaan, persetujuan pemegang saham Harvest, dan persetujuan Pemerintah Venezuela; dan pembayaran penuh atas transaksi akuisisi tersebut. (iii) Akuisisi Participating Interest pada Talisman Resources (North West Java) Pada tanggal 13 November 2012, Perusahaan telah menandatangani Agreement for the Acquisition Of Talisman Resources (North West Java) Limited's 5,0295% Interest in the Offshore North West Java Production Sharing Contract Indonesia untuk mengakuisisi 5,0295% Participating Interest (PI) di Offshore North West Java PSC (ONWJ PSC) dari Talisman Resources (North West Java) Limited. Harga akuisisi (Purchase Price) PI tersebut adalah US$39.000. Akuisisi ini akan meningkatkan kepemilikan PI PT PHE ONWJ di ONWJ PSC menjadi 58,2795%.

Harvest-Vinccler

On 21 June 2012, the Company and HNR Energia B.V. (“Harvest”) entered into a Share Purchase Agreement to acquire 80% share in Harvest-Vinccler Dutch Holding B.V., which indirectly owned 32% shares in Petrodelta SA (Venezuela). The cash purchase price was US$725,000. The Company has placed the transaction of the acquisition comprises a deposit in an Escrow Account amounting to US$108,725 or 15% of the Acquisition Price in accordance with the Share Purchase Agreement. The closing of transaction and change of control is pending fulfllment of Conditions Precedent, among others, approval from the Company’s shareholders, Harvest’s shareholders and the Venezuelan Government; and full payment of the cash purchase price.

(iii)

Acquisition of Talisman Resources (North West Java) Participating Interest On 13 November 2012, the Company entered into an Agreement for the Acquisition of Talisman Resources (North West Java) Limited's 5.0295% Interest In the Offshore North West Java Production Sharing Contract Indonesia to acquire 5.0295% Participating Interest (the PI) in the Offshore North West Java PSC (ONWJ PSC) from Talisman Resources (North West Java) Limited. The Purchase Price of the PI is US$39,000. The acquisition will increase PT PHE ONWJ’s participating interest in the ONWJ PSC to 58.2795%.


Akuisisi bisnis (lanjutan)


49. SIGNIFICANT


g.

Business acquisition (continued)

(iii) Akuisisi Participating Interest pada Talisman Resources (North West Java) (lanjutan)

(iii) Acquisition of Talisman Resources (North West Java) Participating Interest (continued)

Penutupan transaksi dan pemindahan pengendalian masih berlangsung menunggu pemenuhan seluruh persyaratan (Conditions Precedent), antara lain, persetujuan pemegang saham perusahaan, persetujuan partner lain di dalam ventura bersama; dan pembayaran penuh atas transaksi akusisi tersebut. Batas waktu pemenuhan persyaratan tersebut adalah 120 hari dari tanggal penandatanganan SPA.

The closing of the transaction and the change of control are pending fulfllment of Conditions Precedent, among others, approval of the Company’s shareholder, approval of other partners in the joint venture; and full payment of the purchase price. The deadline for the condition fulfilment is 120 days after the signing date of the SPA.

(iv) Akuisisi saham Anadarko Offshore Holding Company LLC

(iv)

Share acquisition of Anadarko Offshore Holding Company LLC

Pada tanggal 10 Desember 2012, Perusahaan telah menandatangani Stock Purchase Agreement dengan Anadarko Offshore Holding Company LLC atas 100% kepemilikan saham pada Anadarko Indonesia Nunukan Company yang didirikan di Cayman Island, Anadarko Ambalat Ltd. yang didirikan di Bermuda, dan Anadarko Bukat Ltd. yang didirikan di Bermuda. Harga akuisisi (Aggregate Base Purchase Price) saham tersebut adalah US$49.025.

On 10 December 2012, the Company and Anadarko Offshore Holding Company LLC entered into a Stock Purchase Agreement for the acquisition of 100% shares in Anadarko Indonesia Nunukan Company, incorporated in Cayman Island, Anadarko Ambalat Ltd. incorporated in Bermuda, and Anadarko Bukat Ltd. incorporated in Bermuda. The Aggregate Base Purchase Price of the shares was US$49,025.

Penutupan transaksi dan pemindahan pengendalian masih berlangsung menunggu pemenuhan seluruh persyaratan (Conditions Precedent), antara lain persetujuan partner lain di dalam ventura bersama; dan pembayaran penuh atas transaksi akusisi tersebut. Batas waktu pemenuhan persyaratan tersebut adalah 150 hari dari tanggal penandatanganan SPA.

The closing of the transaction and the transfer of control are pending fulfilment of Conditions Precedent, among others, approval of other partners in the joint venture; and full payment for the purchase price. The deadline for the condition fulfilment is 150 days after the signing date of the SPA.



50. PENYAJIAN TRANSAKSI YANG DIHASILKAN DARI KONSOLIDASI PROPOSIONAL ATAS VENTURA BERSAMA

50. PRESENTATIONS OF TRANSACTIONS FROM PROPORTIONATE CONSOLIDATION OF JOINT VENTURE

Jumlah agregat dari aset, liabilitas, pendapatan dan beban yang timbul dari proportionate consolidation dari pengendalian bersama entitas adalah sebagai berikut:

Aggregate amounts of assets, liabilities, income and expenses arising from proportionate consolidation of joint controlled entities are as follows:

2012

2011*

Aset Aset lancar Aset tidak lancar

187,133 206,483

84,202 177,316

Assets Current assets Non current assets

Jumlah Aset

393,616

261,518

Total Assets

Liabilitas Liabilitas lancar Liabilitas tidak lancar

93,584 117,106

46,919 75,815

Liabilities Current liabilities Non current liabilities

Jumlah Liabilitas

210,690

122,734

Total Liabilities

Aset Bersih

182,926

138,784

Net Assets

Pendapatan Beban

541,629 (525,721)

138,150 (135,081)

Revenue Expenses

Laba/(rugi) tahun berjalan

15,908

Untuk daftar entitas ventura bersama, lihat Catatan 1b-iii. * Disajikan kembali (lihat Catatan 4)

3,069

Profit/(loss) for the year

For the list of joint venture entities, please refer to Note 1b-iii. As restated (refer to Note 4) *

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 5/259 Schedule CATATAN ATAS LAPORAN KEUANGAN KONSOLIDASIAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 DAN 1 JANUARI 2011 (Dinyatakan dalam ribuan Dolar Amerika Serikat, kecuali dinyatakan lain) 51. PERISTIWA NERACA a.

PENTING

SETELAH

TANGGAL

Pengalihan saham PT Pertamina EP dan PT Pertamina EP Cepu

NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 31 DECEMBER 2012 AND 2011 AND 1 JANUARY 2011 (Expressed in thousands of US Dollar, unless otherwise stated) 51. SIGNIFICANT SUBSEQUENT EVENTS

a.

Berdasarkan Akta Jual Beli Saham No. 3 tertanggal 6 Februari 2013 yang dibuat oleh Notaris Yulkhaizar Panuh S.H., PT Pertamina Dana Ventura (“PDV”) membeli saham non pengendali milik Koperasi Energi Indonesia (“KEI”) di PT Pertamina EP dan PT Pertamina EP Cepu, masing-masing sebanyak 25 lembar saham dan 5 lembar saham, dengan nilai total Rp13.429.508.825 (nilai penuh) Dengan demikian, sejak tanggal transaksi tersebut pemegang saham PT Pertamina EP adalah PT Pertamina (Persero) (99,99%) dan PT Pertamina Dana Ventura (0,01%), sedangkan pemegang saham PT Pertamina EP Cepu adalah PT Pertamina (Persero) (99%) dan PT Pertamina Dana Ventura (1%). b.

Pendirian PT Pertamina EP Cepu Alas Dara dan Kemuning Perusahaan dan PT Pertamina Dana Ventura mendirikan PT Pertamina EP Cepu Alas Dara dan Kemuning yang bergerak di bidang eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi dengan kepemilikan masing-masing sebesar 99% dan 1%. Sampai dengan tanggal penyelesaian laporan keuangan konsolidasian ini, proses pendirian PT Pertamina EP Cepu Alas Dara dan Kemuning masih terus berlanjut.

Transfer of shares PT Pertamina EP and PT Pertamina EP Cepu Based on the Deed of Sale and Purchase of Shares No. 3 dated 6 February 2013 legalised by Notary Yulkhaizar Panuh S.H., PT Pertamina Dana Ventura (“PDV”) purchased non-controlling shares owned by Koperasi Energi Indonesia (“KEI”) in PT Pertamina EP and PT Pertamina EP Cepu comprising 25 shares and 5 shares, respectively, with total amount Rp13,429,508,825. Thus, since the date of that transaction the shareholders of PT Pertamina EP are PT Pertamina (Persero) (99.99%) and PDV (0.01%), and shareholders of PT Pertamina EP Cepu are PT Pertamina (Persero) (99%) and PDV (1%).

b.

The establishment of PT Pertamina EP Cepu Alas Dara dan Kemuning The Company and PT Pertamina Dana Ventura established PT Pertamina EP Cepu Alas Dara dan Kemuning, which operates in exploration and exploitation of oil and gas, with ownership of 99% and 1%, respectively. As of the completion date of these consolidated financial statements, the establishment process of PT Pertamina EP Cepu Alas Dara dan Kemuning is still in progress.

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 6/1 Schedule INFORMASI TAMBAHAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (TIDAK DIAUDIT)

SUPPLEMENTAL INFORMATION 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (UNAUDITED)

ESTIMASI CADANGAN MINYAK DAN GAS BUMI (TIDAK DIAUDIT)

ESTIMATED CRUDE OIL AND NATURAL GAS RESERVES (UNAUDITED)

Perusahaan, PT Pertamina EP (“PEP”), Entitas Anak PT Pertamina Hulu Energi (“PHE”) dan PT Pertamina EP Cepu (“PEPC”) tidak mempunyai hak kepemilikan atas cadangan minyak dan gas, tetapi mempunyai hak untuk menerima hasil produksi dan/atau pendapatan dari penjualan minyak dan gas sesuai dengan KKS dan kontrak kerjasama lainnya.

The Company, PT Pertamina EP (“PEP”), Subsidiaries of PT Pertamina Hulu Energi (“PHE”) and PT Pertamina EP Cepu (“PEPC”) have no ownership interests in the oil and gas reserves, but rather have the right to receive production and/or revenues from the sales of oil and gas in accordance with their PSCs and other production sharing arrangements.

Jumlah cadangan terbukti (proved reserves) hanya merupakan taksiran, dan tidak dimaksudkan untuk menggambarkan nilai yang dapat direalisasikan atau nilai wajar dari cadangan Perusahaan, PEP, Entitas Anak PHE dan PEPC. Taksiran ini dapat berubah bila tersedia informasi baru di kemudian hari. Terdapat berbagai ketidakpastian inheren dalam mengestimasi cadangan minyak mentah dan gas, termasuk faktorfaktor yang berada di luar kendali Perusahaan, PEP, Entitas Anak PHE dan PEPC.

The quantity of proved reserves is only an estimation, and is not intended to illustrate the realisable value or fair value of the Company’s, PEP’s, PHE Subsidiaries’ and PEPC’s reserves. This estimation is subject to changes whenever new information is available in the future. There are many inherent uncertainties in estimating crude oil and gas reserves, including factors beyond the Company’s, PEP’s, PHE Subsidiaries’ and PEPC’s control.

Manajemen berkeyakinan bahwa kuantitas cadangan termasuk bagian Pemerintah merupakan taksiran yang wajar berdasarkan data geologi dan teknik yang tersedia saat ini.

Management is of the opinion that the reserve quantities, which include Government’s shares are reasonable based on available geological and technical data.

Sebelum tahun 2012, perhitungan cadangan terbukti minyak dan gas bumi PEP dan PHE berdasarkan pada pedoman Society Petroleum Engineer 2001 (“SPE 2001”) sedangkan PEPC berdasarkan pada Society Petroleum Engineer – Petroleum Resources Management System 2007 (“PRMS 2007”) sesuai tabel I di bawah ini:

Before the year 2012, the calculation of proved oil and gas reserves, which are based on Society Petroleum Engineer 2001 (“SPE 2001”) guidelines for PEP as well as PHE and based on Society Petroleum Engineer – Petroleum Resources Management System 2007 (“PRMS 2007”) for PEPC, are detailed in the following table I:

TABEL I/TABLE I Cadangan minyak dan gas bumi Per 31 Desember 2012/ Crude oil and natural gas reserves 31 December 2012

Entitas Anak/Subsidiaries PT Pertamina (Persero) I Blok Vietnam/Vietnam Block (SPE 2001) Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (minyak/oil) Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (gas bumi/natural gas)

Saldo 1 Januari 2011/Balance 1 January Penyesuaian/ 2011 Adjustments

Saldo akhir 31 Desember 2011/Ending Produksi/ balance Penyesuaian/ Production 31 December 2011 Adjustments


Saldo akhir 31 Desember 2012/Ending balance 31 December 2012

-

2,070

-

2,070

244

-

2,314

-

601

-

601

72

-

673

-

2,070

-

2,070

244

-

2,314

-

601

-

601

72

-

673



ESTIMASI CADANGAN MINYAK DAN GAS BUMI (TIDAK DIAUDIT) (lanjutan)

Entitas Anak/Subsidiaries PT Pertamina EP (SPE 2001): I Sumatera Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) II Jawa/Java Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) III KTI/East Indonesia Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) IV KBT/TAC Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) V KSO/OC - Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) - Gas bumi/Natural gas (MBOE) VI Proyek/Project - Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) - Gas bumi/Natural gas (MBOE) VII Unit Bisnis Eksplorasi dan Eksploitasi/ Business Unit Exploration and Exploitation (UBEP) - Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) - Gas bumi/Natural gas (MBOE) Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (minyak/oil) Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (gas bumi/natural gas)

ESTIMATED CRUDE OIL AND NATURAL GAS RESERVES (UNAUDITED) (continued)

Saldo akhir Saldo 31 Desember 1 Januari 2011/Ending 2011/Balance1 Penyesuaian/ Produksi/ balance Penyesuaian/ January 2011 Adjustments Production 31 December 2011 Adjustments



339,198

(39,535)

(4,368)

295,295

(18,935)

(4,931)

271,429

654,937

(1,195)

(27,631)

626,111

(19,187)

(26,608)

580,316

260,003

(8)

(17,686)

242,309

(1,725)

(16,572)

224,012

207,483

11

(26,796)

180,698

13,979

(26,478)

168,199

139,848

(2,909)

54,287

8,568

(3,788)

59,067

1

(470)

98,621

(5,880)

(675)

92,066

134,645

1

(6,363)

128,283

68,714

(6,132)

190,865

107,097

(1)

(5,429)

101,667

(4,881)

(4,049)

92,737

71,847

792

(1,233)

71,406

(812)

(1,506)

69,088

3,591

-

-

3,591

2,476

-

6,067

14,000

-

(898)

13,102

91,219

(1,060)

103,261

361,474

47,501

(4,809)

404,166

(131,353)

(6,197)

266,616

245,374

(18,386)

(12,168)

214,820

(14,478)

(12,725)

187,617

46,829

(881)

(2,292)

43,656

9,707

(2,565)

50,798

1,204,915

(139,788)

(45,625)

1,019,502

132,551

(46,714)

1,105,339

1,480,501

45,436

(67,427)

1,458,510

(135,139)

(66,572)

1,256,799

99,090

(82,652)




Entitas Anak/Subsidiaries PT Pertamina Hulu Energi (SPE 2001): I Wilayah/Region Jawa JOB-PSC (PHE Tuban East Java) - Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) - Gas bumi/Natural gas (MBOE) Operasi Sendiri/Own Operation (ONWJ dan/and WMO) - Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) - Gas bumi/Natural gas (MBOE) II Wilayah/Region Sumatera (10 blok/blocks) Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) III Wilayah/Region Kalimantan, Sulawesi dan/and Papua (6 blok/blocks) Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) IV Luar Negeri/Overseas Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (minyak/oil) Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (gas bumi/natural gas) PT Pertamina EP Cepu (PRMS 2007): Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) - nonsales Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (minyak/oil) Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (gas bumi/natural gas) Jumlah cadangan/Total reserve - Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) - Gas bumi/ Natural gas (MBOE)


Saldo Saldo akhir 1 Januari 31 Desember 2011/Balance 2011/Ending 1 January Penyesuaian/ Produksi/ balance Penyesuaian/ 2011 Adjustments Production 31 December 2011 Adjustments



9,692

9,631

(2,772)

16,551

17

(2,543)

14,025

-

2,251

(550)

1,701

407

(470)

1,638

47,830

13,681

(9,659)

51,852

19,348

(9,843)

61,357

46,158

36,652

(13,480)

69,330

2,350

(13,394)

58,286

73,445

(3,415)

(7,680)

62,350

(976)

(7,706)

53,668

198,062

(4,158)

(13,245)

180,659

2,053

(14,740)

167,972

17,656

4,504

(1,250)

20,910

(7,206)

(1,060)

12,644

140,813

26,618

(1,526)

165,905

(11,349)

(1,683)

152,873

1,859

(682)

(129)

1,048

(251)

(215)

582

-

962

(189)

773

(296)

(340)

137

150,482

23,719

(21,490)

152,711

10,932

(21,367)

142,276

385,033

62,325

(28,990)

418,368

(6,835)

(30,627)

380,906

147,101

6

(3,513)

143,594

-

(3,679)

139,915

4,936

81

(116)

4,901

134

(32)

5,003

147,101

6

(3,513)

143,594

-

(3,679)

139,915

4,936

81

(116)

4,901

134

(32)

5,003

1,502,498

(113,993)

(70,628)

1,317,877

143,727

(71,760)

1,389,844

1,870,470

108,443

(96,533)

1,882,380

(141,768)

(97,231)

1,643,381





Berdasarkan tabel I di atas jumlah cadangan minyak adalah 1.389.844 MBBLs dan cadangan gas bumi adalah 1.643.381 MBOE.

Based on tabel I above total oil reserves is 1,389,844 MBBLs and total natural gas reserves is 1,643,381 MBOE.

Estimasi volume cadangan dan produksi gas dikonversikan dari MMSCF (Millions of Standard Cubic Feet) ke MBOE (Millions of Barrels of Oil Equivalent) dengan menggunakan rate konversi: 1 MMSCF = 0,1726 MBOE.

The estimated gas reserve balances and production are converted from MMSCF (Millions of Standard Cubic Feet) to MBOE (Millions of Barrels of Oil Equivalent) by applying the following conversion rate: 1 MMSCF = 0.1726 MBOE.

Pada tahun 2012 Grup melakukan perubahan metode perhitungan cadangan dari SPE 2001 ke PRMS 2007.

In 2012 the Group changed reserves calculation method from SPE 2001 to PRMS 2007.

Metode PRMS 2007 menghitung jumlah cadangan berdasarkan “based project” dengan mempertimbangkan asset komersialnya sehingga hanya struktur aktif saja yang diperhitungkan dalam cadangan. Sedangkan pedoman SPE 2001 hanya mempertimbangkan aspek teknis dan tidak mempertimbangkan aspek komersialnya sehingga struktur aktif maupun struktur non-aktif diperhitungkan dalam cadangan.

PRMS 2007 method determines the total reserves based on “based project” which considers commercial aspect, and therefore only active structures are included in reserves calculation. Meanwhile SPE 2001 guideline considers only technical aspect and not on commercial aspect, and therefore all structures, both active and nonactive are included in reserves calculation.

Perubahan metode ini merupakan kebutuhan dalam rangka pencapaian target sebagai World Class Company dan metode tersebut diterapkan secara luas dalam bisnis minyak dan gas bumi internasional.

The method change is realised as a need in order to reach the target of being World Class Company, moreover the method is applied in most oil and gas business around the world.

Perubahan tersebut dilakukan secara bertahap, untuk PHE dan PEPC telah menggunakan metode PRMS 2007 sedangkan untuk PEP masih menggunakan metode SPE 2001.

The method change takes place gradually that PHE and PEPC has applied PRMS 2007 method, meanwhile PEP is still applying SPE 2001 method.

Sesuai perubahan metode tersebut, perhitungan cadangan terbukti minyak dan gas bumi adalah sesuai tabel II di bawah ini:

As impact of the method change, the calculation of proved oil and gas reserves are detailed on the following table II:

TABEL II/TABLE II Cadangan minyak dan gas bumi per 31 Desember 2012/ Crude oil and natural gas reserves as of 31 December 2012

Entitas Anak/Subsidiaries PT Pertamina (Persero) I Blok Vietnam/Vietnam Block (PRMS 2007) Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (minyak/oil) Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (gas bumi/natural gas)





-

2,070

-

2,070

(2,070)

-

-

-

601

-

601

(601)

-

-

-

2,070

-

2,070

(2,070)

-

-

-

601

-

601

(601)

-

-




Entitas Anak/Subsidiaries PT Pertamina EP (SPE 2001): I Sumatera Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) II Jawa/Java Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) III KTI/East Indonesia Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) IV KBT/TAC Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) V KSO/OC - Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) - Gas bumi/Natural gas (MBOE) VI Proyek/Project - Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) - Gas bumi/Natural gas (MBOE) VII Unit Bisnis Eksplorasi dan Eksploitasi/ Business Unit Exploration and Exploitation (UBEP) - Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) - Gas bumi/Natural gas (MBOE) Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (minyak/oil) Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (gas bumi/natural gas)


Saldo Saldo akhir 1 Januari 31 Desember 2011/Balance 2011/Ending 1 January Penyesuaian/ Produksi/ balance Penyesuaian/ 2011 Adjustments Production 31 December 2011 Adjustments



339,198

(39,535)

(4,368)

295,295

(18,935)

(4,931)

271,429

654,937

(1,195)

(27,631)

626,111

(19,187)

(26,608)

580,316

260,003

(8)

(17,686)

242,309

(1,725)

(16,572)

224,012

207,483

11

(26,796)

180,698

13,979

(26,478)

168,199

139,848

(82,652)

(2,909)

54,287

8,568

(3,788)

59,067

99,090

1

(470)

98,621

(5,880)

(675)

92,066

134,645

1

(6,363)

128,283

68,714

(6,132)

190,865

107,097

(1)

(5,429)

101,667

(4,881)

(4,049)

92,737

71,847

792

(1,233)

71,406

(812)

(1,506)

69,088

3,591

-

-

3,591

2,476

-

6,067

14,000

-

(898)

13,102

91,219

(1,060)

103,261

361,474

47,501

(4,809)

404,166

(131,353)

(6,197)

266,616

245,374

(18,386)

(12,168)

214,820

(14,478)

(12,725)

187,617

46,829

(881)

(2,292)

43,656

9,707

(2,565)

50,798

1,204,915

(139,788)

(45,625)

1,019,502

132,551

(46,714)

1,105,339

1,480,501

45,436

(67,427)

1,458,510

(135,139)

(66,572)

1,256,799




Entitas Anak/Subsidiaries PT Pertamina Hulu Energi (PRMS 2007): I Wilayah/Region Jawa JOB-PSC,PPI,IP,BOB (2 blok/blocks) - Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) - Gas bumi/Natural gas (MBOE) Operasi Sendiri/Own Operation (ONWJ dan/and WMO) - Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) - Gas bumi/Natural gas (MBOE) II Wilayah/Region Sumatera (10 blok/blocks) Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) III Wilayah/Region Kalimantan, Sulawesi dan/and Papua (6 blok/blocks) Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) IV Luar Negeri/Overseas Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (minyak/oil) Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (gas bumi/natural gas)





Penyesuaian/ Adjustments



9,692

9,631

(2,772)

16,551

(8,814)

(2,543)

5,194

-

2,251

(550)

1,701

(1,090)

(470)

141

47,830

13,681

(9,659)

51,852

12,110

(9,843)

54,119

46,158

36,652

(13,480)

69,330

(3,519)

(13,394)

52,417

73,445

(3,415)

(7,680)

62,350

(19,019)

(7,706)

35,625

198,062

(4,158)

(13,245)

180,659

(69,943)

(14,740)

95,976

17,656

4,504

(1,250)

20,910

(3,547)

(1,060)

16,303

140,813

26,618

(1,526)

165,905

(36,123)

(1,683)

128,099

1,859

(682)

(129)

1,048

(251)

(215)

582

-

962

(189)

773

(295)

(340)

138

150,482

23,719

(21,490)

152,711

(19,521)

(21,367)

111,823

385,033

62,325

(28,990)

418,368

(110,970)

(30,627)

276,771




Entitas Anak/Subsidiaries PT Pertamina EP Cepu (PRMS 2007): Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) Gas bumi/Natural gas (MBOE) - nonsales Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (minyak/oil) Sub jumlah cadangan/Sub total reserve (gas bumi/natural gas) Jumlah cadangan/Total reserve - Minyak dan kondensat/Oil and condensate (MBBLs) - Gas bumi/ Natural gas (MBOE)






147,101

6

(3,513)

143,594

-

(3,679)

139,915

4,936

81

(116)

4,901

134

(32)

5,003

147,101

6

(3,513)

143,594

-

(3,679)

139,915

4,936

81

(116)

4,901

134

(32)

5,003

1,502,498

(113,993)

(70,628)

1,317,877

110,962

(71,762)

1,357,077

1,870,470

108,443

(96,533)

1,882,380

(246,572)

(97,235)

1,538,573

Berdasarkan tabel II di atas jumlah cadangan minyak adalah 1.357.077 MBBLs dan cadangan gas bumi adalah 1.538.573 MBOE.

Based on table II above total oil reserves is 1,357,077 MBBLs and total natural gas reserves is 1,538,573 MBOE.

Seperti yang dijelaskan dalam catatan akuisisi bisnis (Catatan 49g), Perusahaan melakukan beberapa transaski akuisisi yang berpotensi meningkatkan cadangan Grup. Ringkasan penting potensi peningkatan cadangan adalah sebagai berikut ini:

As explained before in business acquistion note (Note 49g), the Company has gone through some acquisition transactions which potentially increases the Group’s total reserves. Important summary of total reserves increase are as follows:

Nomor/ Number

1 2

Transaksi Akusisi/ Acquisition Transaction Burlington Resources International Holding LLC Harvest Vinccler Dutch Holding B.V.

3

Talisman Resources (North West Java) Participating Interest

4

Anardako Offshore Holding Company

Produksi/ Production *) (BOEPD )

Jumlah Cadangan Proved and Probable (2P)/ Total Reserves of Proved and Probable (2P) **) (MMBOE )

23,000

122

11,921

175

3,380

10.7

-

-

*) BOEPD = Barrels Oil Equivalent per Day **) MMBOE = Million Barrels of Oil Equivalent

Di samping potensi penambahan cadangan yang berasal dari transaksi akuisisi bisnis di atas, terdapat potensi penambahan cadangan lainnya yang berasal dari:

Apart of potential reserves addition arising from acquisition transactions as mentioned above, there are another potential reserves addition which will come from:

PT PERTAMINA (PERSERO) DAN ENTITAS ANAK/AND SUBSIDIARIES Lampiran 6/8 Schedule INFORMASI TAMBAHAN 31 DESEMBER 2012 DAN 2011 (TIDAK DIAUDIT) ESTIMASI CADANGAN MINYAK DAN GAS BUMI (TIDAK DIAUDIT) (lanjutan) 1.

2.

PEP sebesar 68.97 MMBOE, merupakan hasil dari aktivitas eksploitasi dan Enhanced Oil Recovery (EOR) yang masih menunggu finalisasi buku laporan tahunan cadangan minyak dan gas bumi. PEPC sebesar 88,01 MMBOE, Plan of Development (PoD) telah disetujui oleh SKK MIGAS.

SUPPLEMENTAL INFORMATION 31 DECEMBER 2012 AND 2011 (UNAUDITED) ESTIMATED CRUDE OIL AND NATURAL GAS RESERVES (UNAUDITED) (continued) 1.

PEP for 68.97 MMBOE, as result of exploitation activities and Enhanced Oil Recovery (EOR) which is still waiting for finalisation of yearly oil and natural gas report.

2.

PEPC for 88.01 MMBOE, Plan of Development (PoD) has been approved by SKK MIGAS.

AND SUBSIDIARIES

Recommend Documents